close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

На момент создания заказа в группе 339 человек;pdf

код для вставкиСкачать
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
АҢДАТПА
Дипломдық жобада жылу энергетикалық стансалар үндерісіне АБЖ
ЖҮ еңгізу арқылы АлЭС ЖЭО-1. Негезгі жабыдықтарының тиінділігін
көтермелеу населесі қарыстылған. АБЖ ЖҮ мініздемесі берілген және
стансаның энергия тиінділігін көтермелеу ықпалы қойылған. Энергетикалық
казаннан зиянды заттар және атмосфераға себу есектері талданған. АБЖ ЖҮ
шаң дайындау жүйісіне еңгізуі экономикалық негізденген.
АННОТАЦИЯ
В
дипломном
проекте
рассмотрены
вопросы
повышения
эффективности работы основного оборудования АлЭС ТЭЦ-1 за счет
внедрения АСУ ТП в один из теплоэнергетических процессов станции. Дана
характеристика АСУ ТП и установлено ее влияние на повышение
энергоэффективности станции. Выполнен расчет вредных выбросов и их
рассеивание в атмосфере от
энергетических
котлов. Экономически
обосновано внедрение АСУ ТП в систему пылепреготовления.
ABSTRACT
In this diploma project considered questions of increase efficiency of the
main equipment Almaty first Heat Electrical Central by introduction of
automatically control system in one of the station heat-energy process. Showed
records of automatically control system and set her impact on station increase
energy efficiency. Made emissions calculation by power boilers. Economically
justified increase automatically control system in dust preparation system.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Содержание
Введение…………………………………………………………..…………
Глава 1 Общие сведения об АлЭС ТЭЦ-1……………………….……..……..
Глава 2. Библиографический обзор по АСУ ТП ТЭС…………………………
Глава 3 АСУ ТП АлЭС ТЭЦ-1……….…………………………….…………
Глава 4 АСР КА и Тепловой расчет системы ПП ..……………..………..……
Глава 5 БЖД………………………………………………………………..……
Глава 6 Экономическая часть ………………..………………….………..……
Заключение…………………………………………………………….………
Список литературы……………….…………..……………………….………
Приложение А…………………………………………………………………..
Приложение Б…………………………………………………………………….
Введение
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Автоматизация является одной из ключевых проблем теплоэнергетики.
Она играет решающую роль
при организации теплоэнергетического
производства по принципу: выпуск заданного количества тепловой и
электрической энергии при минимуме материальных затрат и затрат
ручного труда.
Трудоемкие процессы, связанные с производством и распределением
тепловой и электрической энергии на современных ТЭС, в основном
механизированы. Цель человека состоит в том, чтобы управлять этими
процессами, т.е. по средствам измерительных приборов вести контроль за
ними.
Однако механизация круглосуточно работающего энергетического
оборудования не избавляет человека от утомительного и однообразного
труда по управлению основными и вспомогательными установками ТЭС, а
что самое главное, не гарантирует их надежной и экономичной работы даже
при высокой квалификации эксплуатационного персонала. Это обусловило
развитие автоматизации в современной энергетике.
Автоматизацией теплоэнергетического производства называют
управление машинами, механизмами и установками, а также контроль за их
работой с помощью специальных устройств (измерительных приборов,
автоматических регуляторов и вычислительных машин) при ограниченном
участии человека и без него [1].
АлЭС ТЭЦ-1 является самой первой станцией построенной в г.Алматы.
Поэтому модернизация и установка нового оборудования является ключевой
задачей этого предприятия. А это значит, что автоматизация тоже потерпит
изменения.
В
работе ставится задача
показать,
как осуществляется
автоматизация на современных станциях и применить их опыт в создании
АСУ ТП для АлЭС ТЭЦ-1.
Актуальность автоматизации состоит в том, что она является одной из
важнейших составляющих в энергосбережении [2]. При использовании
автоматизации в блоке котел-турбина-генератор. мы оптимально используем
теплоэнергетическое оборудование, организуем работу установок и
протекание процессов, что отражается на уменьшении расходов топлива и
воды в котлоагрегате и повышении его КПД.
Цель настоящей работы - применение программно – технических
средств для управления, повышения энергоэффективности тепловых
процессов основного оборудования АлЭС ТЭЦ-1.
В работе необходимо решить следующие задачи:
 дать описание основным оборудованиям ТЭЦ – 1;
 исследовать состояние системы автоматизации на ТЭЦ – 1;
 определить роль автоматического регулирования в тепловых
процессах (библиографический обзор по АСУ ТП ТЭС):
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
 произвести теоретически внедрение АСУ ТП в один из ТП ТЭЦ – 1 и
провести анализ внедрения;
 провести оценку экономической эффективности внедрения АСУ ТП;
 расчет выбросов и их рассеивание в атмосфере от энергетических
котлов АТЭЦ-1
 расчет шумовой защиты рабочего места машиниста обходчика
мельниц котельного цеха
Глава 1 Общие сведения о АО «АлЭС ТЭЦ-1»
1.1 Краткая характеристика АО «АлЭС ТЭЦ-1»
АО «АлЭС ТЭЦ-1» входит в самую крупную зону централизованного
теплоснабжения города Алматы и обеспечивает теплом потребителей
центральной части города [3]. На АО «АлЭС ТЭЦ-1» установлено следующее
основное оборудование:
- турбина Р-25-90/18;
- две турбины ПТ-60-90/13;
- шесть энергетических котлов БКЗ-160-100;
- семь водогрейных котлов ПТВМ-100.
Комплекс АО «АлЭС ТЭЦ-1» состоит из следующих основных
функциональных систем:
- главного корпуса с энергетическими котлами и турбинами, где
вырабатывается электроэнергия, пар для нужд промышленных предприятий и
теплоэнергия в виде горячей (сетевой) воды с температурой до 100 0 С;
- водогрейной котельной для догрева сетевой воды выше 100 0 С, после
нагрева ее в подогревателях главного корпуса;
- топливоснабжения твердым, жидким и газообразным топливом;
- химводоочистки для подготовки питательной и подпиточной воды;
- трансформирования и выдачи электрической энергии;
- золошлакоудаления;
- комплекса насосных станций, тепломагистралей и аккумуляторных
баков для подачи горячей воды в тепломагистрали города;
- вспомогательных производств и цехов для обеспечения
производственной деятельности предприятия.
Работа АО «АлЭС ТЭЦ-1» ведется по тепловому графику в базовом
режиме. Вся электроэнергия вырабатывается по теплофикационному циклу.
Режим работы станции круглосуточный в четыре смены.
На АО «АлЭС ТЭЦ-1» сжигается три вида топлива:
- Карагандинский уголь, для энергетических котлов в отопительный
период;
- газ, для энергетических котлов в летний период и для водогрейных
котлов как резервное топливо;
- мазут, для энергетических котлов как резервное топливо и для
водогрейных как основное.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Уголь на станцию поступает по железной дороге, разгрузка его
осуществляется вагоноопрокидывателем. При поступлении в зимний период
смерзшегося топлива, вагоны с углем проходят размораживающее устройство.
Открытый склад угля рассчитан на хранение 250 000 т. угля. Фактическая
загрузка угля на склад твёрдого топлива в отдельные годы превышала
проектную загрузку, и составляла около 400 000 т. Замена угля в штабеле
производится не реже одного раза в год в соответствии с требованиями норм
хранения угля на складе.
Мазут поступает с нефтеперерабатывающих заводов Казахстана в
цистернах. Склад мазута состоит из двух резервуаров хранения 2х10000мЗ и
двух расходных резервуаров 2х2000мЗ.
Газовое
топливо поступает
по газопроводу
в
ГРП
(газораспределительный пункт) и затем подводится к энергетическим и
водогрейным котлам.
В настоящее время отпуск тепла от АО «АлЭС ТЭЦ-1» потребителям
осуществляется семью тепломагистралями диаметром 700 – 800 мм, а отпуск
пара по пяти магистралям. Отпуск тепла от АО «АлЭС ТЭЦ-1» в горячей воде
производится по шести двухтрубным магистралям.
Предприятия, использующие пар на технологические нужды с давлением
1,3 МПа, получают его по четырём паропроводам из производственных
отборов турбин № 8-10 и РОУ.
Схема горячего водоснабжения открытая, среднегодовая подпитка
составляет 2000 – 2500 м3 /ч.
Подогрев сырой воды осуществляется в конденсаторах турбины ПТ60/90-13, циркуляционное охлаждение конденсаторов отсутствует и станция
работает полностью в теплофикационном режиме в течении всего года.
Тепловая схема АО «АлЭС ТЭЦ-1» по пару, питательной воде,
конденсату – с поперечными связями.
Схема подачи сетевой воды двухступенчатая. Сетевые насосы 2-го
подъёма установлены перед водогрейными котлами. Подогрев сетевой воды
производится последовательно в основных и пиковых подогревателях и
водогрейных котлах.
Для подпитки теплосети была запроектирована и сконструирована
химводоочистка по схеме: подкисление серной кислотой, декарбонизаторы,
натрий катионирование 100% потока.
Водозабор открытый. Для подпитки котлов и теплосети используется
вода Талгарского водовода. Сырая вода питьевого качества поступает по двум
водоводам диаметром 1000 мм и повышательными насосами подается на
охлаждение конденсаторов турбин № 9,10. Подогретая сырая вода поступает на
химводоочистку.
Подпиточная вода котлов после химводоочистки направляется в
атмосферные деаэраторы и перекачивающими насосами подается в систему
регенерации турбин №9,10, подогрев питательной воды производится в
подогревателях высокого давления турбин.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Деаэрация подпиточной воды теплосети производится в вакуумных
деаэраторах. Запас подпиточной воды теплосети обеспечивается в
аккумуляторных баках 2х5000мЗ.
Фактически в настоящее время зимой и летом химводоочистка работает
по непроектной схеме: дозировка ингибитора отложений минеральных солей
(иомс’а). Производительность 4500 т/ч.
Производительность химводоочистки для питания паровых котлов
работает по схеме обессоливания и составляет 395 м3 /кг. Непроектная схема
обработки воды является бессточной.
Стоки, возникающие при обработке воды по проектной схеме от ХВО
подпитки котлов, отводятся в городскую канализацию.
Управление основным оборудованием главного корпуса осуществляется
с групповых щитов, расположенных на отметке 8 м в деаэраторной этажерке.
Основной продукцией, вырабатываемой АО «АлЭС ТЭЦ-1», является:
- горячая вода на теплофикационные нужды для обеспечения тепловых
нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения;
- пар давлением 1,2-1,5 МПа для технологических нужд
производственных потребителей;
- электроэнергия для нужд города и передачи в энергосистему
напряжением 110 кВ.
По состоянию на 2011 г. мощность АО «АлЭС ТЭЦ-1» составила:
- установленная электрическая мощность 145 МВт (подробно показана на
рисунке 2);
- располагаемая электрическая мощность 109 МВт;
- установленная тепловая мощность 1203 Гкал/ч;
- в том числе: турбин – 503 Гкал/ч, водогрейных котлов – 700 Гкал/ч;
- располагаемая тепловая мощность 1135/960 Гкал/ч (при работе на
газе/мазуте).
Режим работы АО «АлЭС ТЭЦ-1» – по тепловому графику в течение
года. Температурный график теплосети 150/70 °С.
Система золошлакоудаления – оборотная гидравлическая [2].
1.2 Тепловая схема АО «АлЭС ТЭЦ-1»
Принципиальная тепловая схема АО «АлЭС ТЭЦ-1» показана на рисунке
1.1. Развёрнутая тепловая схема ТЭС представлена в Приложении А.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема АО «АлЭС ТЭЦ-1»
Описание основных элементов схемы представлено в таблице 1.1.
Тепловая схема станции выполнена следующим образом. Пар от котлов ст. №
8-13 типа БКЗ-160-100 (производительностью 160 т/час, давлением пара 10
МПа, температурой перегретого пара 540 0С) поступает в коллектор 9 МПа,
откуда направляется на турбины ст. № 8-10. Турбоагрегат ст. № 8 типа Р-2590/18 работает в режиме противодавления. Отработанный пар турбины ст. № 8
поступает в коллектор 1,8 МПа. Турбоагрегаты ст. № 9, 10 типа ПТ-60-90/13
работают с использованием конденсатора для подогрева городской воды из
горводопровода
для химводоочистки, пар производственных отборов
направляется в коллектор 1,8 МПа, теплофикационные отборы используются
для подогрева сетевой воды на собственные нужды. Из коллектора 1,8 МПа
пар расходуется на производство, собственные нужды станции и пиковые
бойлера.
Т а б л и ц а 1.1 – Характеристики основного и вспомогательного
оборудования станции (по рисунку 1.1)
Наименование
№
Марка
Кол-во Гкал/ч Примечания
оборудования
Паровой
2
котел № 8-13
БКЗ- 160- 6
98
100 Ф
Паровая
3
турбина № 8
Р-25-90/18 1
155
N3=25
МВт
Паровая
4
турбина № 9, ПТ-602
164
N3=60
10
90/13
МВт
Быстродействующая
6
БРОУ-113 3
G =150
редукционнот/ч
охладительная
установка
Деаэраторы
7
ДСП-225
5
V =72 м3 G =225
смешивающие
т/ч
повышенного давления
Деаэраторы
8
ДСА-300
2
V, =27 м3 G 1=300
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
смешивающие
атмосферного типа
ДСА-200
1
Конденсаторы
9
турбин
КСЦ-50-4
2
Насосная
1
(Талгарская)
24НДН
2
Насосная
1
(сырой воды)
300 Д 90
6
Деаэраторы
1
смешивающие
вакуумные
ВД-1200
ВД-800
ВД-400
1
3
3
V2 =53 м3 т/ч
G2
3
V3 =72 м =200 т/ч
G3 =300
т/ч
послед,
G =8000
схема
т/ч
Н=26
G =5000
мм.в.ст
т/ч
Н=74
G =900
мм.в.ст
т/ч
G =1200
т/ч
G
=800 т/ч
G =400
т/ч
V =5000
м3
Н=64
G =900
мм.в.ст
т/ч
Н=140
G =1250
мм.в.ст
т/ч
0
1
2
3
4
Баки
1
запаса
деаэрированной воды
Насосная
1
(подпиточная)
Насосная
1
(сетевая)
5
6
Подогреватели
1
сетевой
воды
вертикального
типа, основные
7
Подогреватели
1
сетевой
воды
вертикального
типа, пиковые
Насосная
1
(перехватка)
8
2
300 Д 90
8
СЭ 125 0-1 6
40
СЭ 6
1250- 125
ПСВЗ 153-23
2
ПСВ5003
3-23
ПСВ5001
14-23
2
ПСВЗ 1514-23
СЭ 1250- 1
70
СЭ 1250- 2
140
СЭ 5000- 1
70
СЭ 5 000-5
160
ПТВМ-100 7
36,2
57,5
143
90,5
Р=315 м2 G =725
F =500 м2 т/ч
G =1150
т/ч
2
F =500 м G =1800
F=315 м2 т/ч
G
=1130
т/ч
Н=70
G =1250
мм.в.ст
т/ч
G
Н=140
=1250
мм.в.ст
т/ч
G
Н=70
=5000
мм.в.ст
т/ч
Н=160
G =5000
мм.в.ст
т/ч
Насосная
1
9 (повысительная)
Пиковая
2
водогрейная
100
0 котельная
Сырая вода подогревается во встроенных пучках конденсаторов ПТ-6090/13 (работают круглый год, турбины работают только в теплофикационном
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
режиме). Затем подогревается в подогревателях сырой воды (до 30 0С) и
подается на химводоочистку (ХВО) для соответствующей обработки.
После ХВО подпиточная вода направляется в вакуумные деаэраторы,
греющей средой которых является прямая сетевая вода, отбираемая после
пиковых бойлеров и ПВК. После вакуумных деаэраторов подпиточная вода
подается в баки аккумуляторы, или подпиточными насосами подается в линию
обратной сетевой воды.
Обратная сетевая вода сетевыми насосами подается на основные
подогреватели паровых турбин, пиковые подогреватели паровых турбин и
общестанционные пиковые бойлеры. Затем повысительными насосами сетевой
воды сетевая вода поступает на пиковые водогрейные котлы, откуда по
магистралям идет в город.
Греющим паром для основных бойлеров является теплофикационный
отбор турбин ПТ-60-90/13. Греющим паром пиковых бойлеров является
производительный отбор турбин ПТ-60-90/13, противодавление Р-25-90/18 и
общестанционный коллектор пара 1,5 МПа.
Пар на производство, на собственные нужды станции и мазутное
хозяйство подается из общестанционного коллектора 1,5 МПа.
Подпиточная вода котлов проходит двухступенчатую деаэрацию сначала
в атмосферном деаэраторе греющей средой 0,12 МПа и в деаэраторе
повышенного давления, греющей средой которого является пар из
общестанционного коллектора 0,6 МПа.
Производственный конденсат и конденсат, возвращенный из мазутного
хозяйства подается в атмосферный деаэратор.
Для обеспечения потребности в паре 1,3 МПа и 0,12 МПа на станции
установлены РОУ-100/13 и РОУ-13/1,2.
Приемником сточных вод Алматинской ТЭЦ-1 является хозяйственнобытовая и промливневая канализация.
Хозяйственно-бытовые стоки собираются сетью фекальной канализации
и сбрасываются в городской коллектор. Засоленные стоки ХВО самотеком
сбрасываются в коллектор хозбытовой канализации. Часть стоков от ХВО-1
поступает на узел нейтрализации, после которого нормативно-чистые стоки
сбрасываются в промливневый коллектор, являющийся общим с р. Кара-Су.
Водоотведение в р. Кара-Су в 2002 г. составило 636 тыс. м3.
Нефтесодержащие стоки поступают на очистные сооружения.
Очищенная на установке вода поступает в систему оборотного водоснабжения
ГЗУ.
Аварийный слив сетевой воды, утечки через сальники, вода после
гидроуборки сбрасывается в систему оборотного водоснабжения.
Длительность отопительного сезона для АО «АлЭС ТЭЦ-1» составляет
166 суток (3984 часа) [2].
1.3 Основное оборудование АО «АлЭС ТЭЦ-1»
Котлы БКЗ-160-100.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Основные параметры котельных агрегатов № 10, 11, 12, 13 БКЗ-160-100
Барнаульского котельного завода – представлены в таблице 1.2. Результат
теплового расчёта котла БКЗ-160-100 приведён в таблице 1.2.
Компоновка котлов выполнена по П-образной схеме. Топка представляет
собой восходящий газоход, во втором, нисходящим газоходе расположены
экономайзер и воздухоподогреватель, установленные в «рассечку». Топочная
камера прямоугольного сечения, в плане имеет размеры (по осям труб)
6656х7168 мм с объемом 762 м³ и экранирована
трубами 60х4,
расположенными с шагом 64 мм. Экраны топочной камеры разделены на 14
самостоятельных циркуляционных контуров. Экранные трубы каждого контура
входят в коллектора 273х36 мм. Камеры по воде соединяются с барабаном
котла трубами 133х10 мм. Фронтовой и задний экраны в нижней части
образуют скаты «холодной воронки». Задний экран в верхней части образует
выступ в топке – аэродинамический выступ, улучшающий заполнение верха
топки дымовыми газами и служащих для частичного затемнения ширм
пароперегревателя. Заэкранировав порог, трубы заднего экрана собираются в
камеры на отметке 19800 м. Пароотводящие трубы заднего экрана образуют
фестон, которые проходят внутри газохода котла и служат подвеской заднего
экрана. Все экранные блоки подвешены за верхние камеры и свободно
расширяются вниз при нагреве. Топочная камера снабжена замкнутыми по
периметру поясами жёсткости, воспринимающими нагрузку, возникающую
вследствие разности давления в топке и котельной. Для лучшего уплотнения
топки, экраны, а также пароперегреватель обшиты стальным листом, снаружи
листа накладывается тепловая изоляция.
На котлах АО «АлЭС ТЭЦ-1» № 8-13 установлен радиационноконвективный пароперегреватель (п/п). Поверхность нагрева 1836м².
Радиационная часть п/п выполнена в виде ширмовых поверхностей,
расположенных в топке и труб потолочного п/п. Конвективные поверхности
п/п расположены в верхнем горизонтальном газоходе котла. «Холодные»
пакеты и потолочная часть п/п выполнены из труб D=38х7 ст. 20, горячие
пакеты п/п выполнены из труб D=38х4,5 ст. 12ХМФ. П/п имеет 2 ступени
регулирования температуры п/п. Регуляторы расположены за холодным
пакетом п/п первой ступени. Схема движения по п/п следующая – пар из
барабана котла по 9-ти трубам D=133х10 подводится к входной камере
радиационного п/п, из этой камеры по 79 трубам перебрасывается в холодный
пакет п/п, выполняемый по прямоточно-противоточной схеме, пройдя
«холодные» пакеты пар снова попадает в трубы потолочного п/п, и пройдя их
попадает в холодную камеру потолочного п/п.
Т а б л и ц а 1.2 – Основные параметры и данные результатов теплового
расчёта котла БКЗ-160-100
Параметры
Значение
Паропроизводительность D, т/час
160
Теплопроизводительность Q, Гкал/час
98
Давление пара в барабане котла № 10 р10, МПа
11
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Давление пара в барабане котла № 11 р11, МПа
11,2
Давление пара в барабане котла № 12 р12, МПа
11,2
Давление пара в барабане котла № 13 р13, МПа
11,2
Рабочее давление пара за главной паровой задвижкой рп.з.,
10
МПа
Температура перегретого пара tп.п., оС
540
3
Водяной объём котла Vк.в., м
48
3
Паровой объём котла Vк.п., м
29,5
Карагандински
Топливо
й
каменный
уголь марки БС
Содержание по весу золы Ар, %
25
Содержание по весу влаги Wр, %
7,5
Содержание по весу серы Sр, %
0,8
р
Теплота сгорания высшая Qн , ккал/кг
5320
Потеря тепла с уходящими газами q2, %
5,2
Выход летучих на горючую массу Vг, %
28
Теоретический объём воздуха для сгорания одного кг угля
5,82
Vв, м3/кг
Потери тепла от химического недожога q3, %
0,5
Потери от механического недожога q4, %
4
Потери тепла в окружающую среду q5, %
0,6
К.П.Д. котлоагрегата (брутто) η, %
89,7
Расчётный часовой расход топлива Вр, кг/ч
9600
Коэффициент избытка воздуха в топке α
1,2
о
Температура газов за воздухоподогревателем tух, С
128
Температура пара за первой ступенью пароперегревателя tп,
386
о
С
Температура пара за второй ступенью пароперегревателя tп,
463
о
С
Температура пара за третьей ступенью пароперегревателя
512
tп, оС
Температура
пара
за
четвёртой
ступенью
540
о
пароперегревателя tп, С
Температура воды за экономайзером tв, 0С
307
0
Температура воздуха за 1-ой ступенью ВЗП t1, С
230
0
Температура воздуха за 2-ой ступенью ВЗП t2, С
375
0
Температура питательной воды tп.в., С
215
0
Температура насыщения tн, С
315
Теплосодержание насыщенного пара qн.п., ккал/кг
648,1
Теплосодержание перегретого пара qп.п., ккал/кг
831,7
3
Удельный объём насыщенного пара υн.п., м /кг
0,0167
3
Удельный объём перегретого пара υп.п., м /кг
0,0357
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Отсюда пар по 6-ти трубам поступает во 2-ую ст. камеру впрыска. При
этом осуществляется еще один переброс пара из левого правого в правый
средний блок «горячего» пакета. Пройдя средние блоки, «горячего» пакета, пар
поступает в выходную камеру, откуда по 6-ти трубам перебрасывается в ПСК.
Конвективная шахта выполнена по «бесприсосной» схеме. Конвективная
шахта является двухпоточной, с компоновкой воздухоподогревателя и
водяного экономайзера «в рассечку». Водяной экономайзер – гладко-трубный,
выполнен из труб D=32х3,5 мм сталь 20. Расположение змеевиков –
шахматное. Опорные балки пакетов верхнего экономайзера выполнены с
воздушным охлаждением, для этого один конец каждой балки соединён с
нагнетательной стороной дутьевого вентилятора, другой – с коробом горячего
воздуха. Самый нижний куб воздухоподогревателя подвешивается к раме
каркаса и является съёмным. Все остальные кубы воздухоподогревателя и
экономайзера 1-ой ступени опираются друг на друга и каркас конвективной
шахты. Таким образом, конвективная шахта имеет только один компенсатор
тепловых расширений, размещённых между 2-ой ступенью экономайзера и
«горячей» секцией воздухоподогревателя. Воздухоподогреватель (ВЗП)
выполнен из труб D=40х1,5 [2].
Данные теплового расчёта воздухоподогревателя и водяного
экономайзера (ВЭ) представлены в таблице 1.3 [2].
Т а б л и ц а 1.3 – Температура газов и воды, на входе и на выходе, ВЗП и
ВЭ
Параметры
Значение, 0С
Температура воды на входе во 2-ую ст. водяного
272
экономайзера
Температура воды на выходе из 2-ой ст. водяного
307
экономайзера
Температура газов на входе во 2-ую ст. водяного
585
экономайзера
Температура газов на выходе из 2-ой ст. водяного
450
экономайзера
Температура газов на входе во 2-ую ст. ВЗП
450
Температура газов на выходе из 2-ой ст. ВЗП
364
Температура воздуха на входе во 2-ую ст. ВЗП
230
Температура воздуха на выходе из 2-ой ст. ВЗП
375
Температура газов на входе
в 1-ую ст. водяного
364
экономайзера
Температура газов на выходе из 1-ой ст. водяного
280
экономайзера
Температура газов на входе в 1-ую ст. ВЗП
280
Температура газов на выходе из 1-ой ст. ВЗП
128
Температура воды на входе в 1-ую ст. водяного215
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
экономайзера
Температура воды на выходе из 1-ой ст. водяного
238
экономайзера
Температура воздуха на входе в 1-ую ст. ВЗП
30
Температура воздуха на выходе из 1-ой ст. ВЗП
230
Паровые турбины ПТ-60-90/13.
Теплофикационные паровые турбины ст. №9, 10 ПТ-60-90/13
производственного
объединения
турбостроения
«Ленинградский
металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) с промышленным и отопительными
отборами пара, номинальной мощностью 60 МВт, предназначены для
непосредственного привода электрического генератора ТВФ-80-2 с частотой
вращения 50 с-1, и отпуска тепла для нужд производства и отопления.
Номинальные параметры турбины приведены в таблице 1.4. Принципиальная
тепловая схема турбины приведена на рисунке 1.2.
Т а б л и ц а 1.4 – Номинальные значения основных параметров турбины
ПТ-60-90/13
Турбина
имеет
следующие
регулируемые
отборы
пара:
производственный с абсолютным давлением (1,275±0,29) МПа и два
отопительных отбора: верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245
МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,118 МПа. Регулирование
давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной
регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного
отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в
верхнем отборе – при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем
отборе – при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода
через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева
пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды,
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.
Подогрев
питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.
К подогревателям пар поступает из отборов турбины. Максимальная мощность
турбины при выключенных производственном и отопительном отборах, при
расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч с температурой 20 °С, полностью
включённой регенерации составит 60 МВт. Максимальная мощность турбины
75 МВт, получаемая при определённых сочетаниях производственного и
отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется
диаграммой режимов.
Турбина ПТ-60-90/13 представляет собой одновальный двухцилиндровый
агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и
16 ступеней давления. Проточная часть ЦНД состоит из трёх частей: первая (до
верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней
давления, вторая (между отопительными отборами) – две ступени давления,
третья – регулирующую ступень и две ступени давления [3].
Рисунок 1.2 – Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-6090/13
Паровая турбина Р-25-90/18.
Паровая турбина с противодавлением ст. № 8 Р-25-90/18
производственного объединения «Харьковский турбинный завод» (ПО ХТЗ,
сейчас АО «Турбоатом») предназначена для привода электрического
генератора ТВ2-30-2 с частотой вращения 50 с-1 и отпуска пара для
производственных нужд. Номинальные параметры турбины приведены в
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
таблице 1.5. Принципиальная тепловая схема турбины приведена на рисунке
1.3.
Невысокие параметры отработавшего пара этой турбины позволяют
использовать его в турбинах старых конструкций при модернизации
электростанций.
Турбина выполнена в одном корпусе и состоит из двухвенечной
регулирующей ступени и восьми активных ступеней давления. Ротор
цельнокованый, из хромоникельмолибденовой стали.
Т а б л и ц а 1.5 – Номинальные значения основных параметров турбины
Р-25-90/18
Параметры
Значение
Номинальная мощность, МВт
25
Давление свежего пара, МПа
8,82
Температура свежего пара, С
500
Противодавление, МПа
1,77
Расход пара при номинальной нагрузке, т/ч
273,3
Расход пара при максимальной нагрузке, т/ч
312
Удельный расход пара при номинальной нагрузке,
10,93
кг/кВт*ч
Удельный расход пара при максимальной нагрузке,
12,48
кг/кВт*ч
Корпус турбины выполнен двухстенным. Он состоит из внутренней
части, несущей диафрагмы, отлитой из молибденовой стали, и внешней части,
отлитой из углеродистой стали. Внутренний корпус может свободно
расширяться во внешнем корпусе, сохраняя при этом симметричность, и
существенно разгружать внешний корпус от тепловых напряжений.
Турбина имеет неподвижную опору со стороны низкого давления и
гибкую опору со стороны впуска пара. Диафрагмы выполнены сварными.
Передний подшипник – опорно-упорный, с упорной частью сегментного типа.
Опорные подшипники самоустанавливающегося типа [5].
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 1.3 – Принципиальная тепловая схема турбоустановки Р-2590/13
Выводы
Ограничение тепловой и электрической мощности АО «АлЭС ТЭЦ-1»
вызвано:
- вынужденным ограничением производительности паровых и
водогрейных котлов в связи с требованиями по снижению выбросов в
атмосферу;
- ограничением производительности водогрейных котлов при сжигании
мазута;
- недостаточной производительностью паровых котлов для обеспечения
номинального расхода пара на турбины.
Регулирование электрической мощности АО «АлЭС ТЭЦ-1» за счет
загрузки водогрейных котлов нецелесообразно, учитывая высокие
экономические показатели электростанции в системе АО «АлЭС».
Проделанные мероприятия по реконструкции, модернизации и замене за
2009-2012 гг.:
- в 2009 г. произведена установка на котле ст. № 8 эмульгатора второго
поколения, что привело к снижению выбросов твёрдых веществ с 670 до 145
тонн в год;
- в 2009-2010 гг. реконструкция ОРУ 110 кВ, замена масляных
выключателей на элегазовые на напряжение 110 кВ, номинальным током 2500
А, что позволило повысить надёжность энергоснабжения потребителей
электроэнергии;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
- в 2010-2011 гг. реконструкция газораспределительного пункта, что
позволило повысить надёжность газоснабжения и точность учёта топлива
электростанции;
- в 2010-2011 гг. реконструкция обессоливающих установок, что
позволило значительно уменьшить количество примесей в сточных водах и
уменьшить себестоимость обессоленной воды за счет снижения расходов воды
на собственные нужды и затрат на химические реагенты и ионообменные
материалы;
- в 2011-2012 г. модернизация горелочных устройств котлоагрегатов с
целью снижения эмиссий окислов азота;
- в 2011 г. разработка технико-экономического обоснования на
реконструкцию и расширение АО «АлЭС ТЭЦ-1» с переводом на газ и с
установкой ПГУ;
- в 2011 г. реконструкция и строительство комбинированной системы
золошлакоудаления, проведение монтажных работ, технический и авторский
надзор;
- в 2011 г. мероприятия по охране объекта АО «АлЭС ТЭЦ-1»;
- в 2012 г. замена силового трансформатора ОРУ-110 кВ ст. № 7;
- в 2012 г. замена ПВД-6,7 турбоагрегата ст. № 8;
- в 2012 г. сейсмоусиление зданий АО «АлЭС ТЭЦ-1»;
- в 2012 г. реконструкция оборудования КРУ-6 кВ с монтажом вакуумных
выключателей, ОПН с микропроцессорными защитами.
Перспективы развития:
- разработка проекта по реконструкции и расширению АО «АлЭС ТЭЦ1» с переводом на газ и установкой ПГУ;
- реконструкция АО «АлЭС ТЭЦ-1» для приёма тепла от АО «АлЭС
ТЭЦ-2»;
- реконструкция главного паропровода котла БКЗ-160-100 ст. №10;
- проект по строительству нового золоотвала сухого складирования №2
АО «АлЭС ТЭЦ-1».
Региональное значение АО «АлЭС ТЭЦ-1» можно увидеть исходя из
структуры выработки и отпуска всего АО «АлЭС». Его структура приведена в
таблице 1.5 и на рисунках 1.4, 1.5, 1.6.
Т а б л и ц а 1.5 – Структура выработки и отпуска электрической и
тепловой энергии АО «АлЭС»
Отпуск
Выработка
Отпуск
Выработка
Отпуск
электроэнергии
Источник электроэнергии,
теплоэнергии,электроэнергии, электроэн
с шин, тыс.
тыс. кВт*ч
Гкал
%
с шин, %
кВт*ч
ТЭЦ-1
433425
295838
1791821
8
6
ТЭЦ-2
2549140
2174819
2205412
48
47
ТЭЦ-3
1028898
903992
101766
19
19
ЗТК
1433040
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Капчагайская
1090242
ГЭС
Каскад ГЭС 209578
1073730
-
21
23
204883
-
4
4
Рисунок 1.4 – Выработка электроэнергии АО «АлЭС»
Рисунок 1.5 – Отпуск электроэнергии с шин АО «АлЭС»
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 1.6 – Отпуск теплоэнергии АО «АлЭС»
Данные об автоматизации АлЭС ТЭЦ-1 описаны в главе №3.
Глава 2 Библиографический обзор по АСУ ТП ТЭС
Автоматизация технологического процесса — совокупность методов и
средств, предназначенная для реализации системы или систем, позволяющих
осуществлять управление
самим технологическим
процессом без
непосредственного участия человека, либо оставления за человеком права
принятия наиболее ответственных решений [4].
Как правило, в результате автоматизации технологического процесса
создаётся АСУ ТП
Основными целями автоматизации технологического процесса
являются повышение:

эффективности производственного процесса;

безопасности;

экологичности;

экономичности.
2.1 Организация управления энергооборудованием на ТЭС
Современные ТЭЦ делятся на два основных типа. Это
конденсационные ТЭС с блочной компоновкой оборудования, у которых
каждый блок, состоящий из котла, турбины, генератора, трансформатора и
соответствующего вспомогательного оборудования, представляет собой
единый комплекс, имеющий законченный технологический процесс от
подачи топлива в топку котла до выдачи электроэнергии в сеть [5].
Другим типом является ТЭС, имеющий паровой коллектор, который
связывает все котлы и все турбины, а также общие магистрали для питания
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
котлов водой. Такие ТЭС принято называть ТЭС с поперечными связями . по
такой схеме у нас сооружаются в настоящие время теплофикационные
электростанции с агрегатами мощностью до 100 МВт (ТЭЦ).
Организация управления на ТЭС с поперечными связями базируется,
как правило, на раздельном управлении однотипным оборудованием, что
полностью соответствует присущей данному типу ТЭС цеховой структуре
управления. Следует отметить, что за последнее время и на некоторых ТЭЦ
внедряются блочные схемы и бесцеховая структура.
Значительное влияние на организацию управления оказывает сам
объект: его конструктивная сложность, технологическая схема, а также
статистические
и
динамические
характеристики.
Энергетическое
оборудование – котлы, турбины, генераторы, насосы и т.п. – может быть
отнесено к числу наиболее сложных современных агрегатов. Тем более это
относится к энергетическому блоку, представляющему собой комплекс
перечисленного оборудования, связанного единым технологическим
процессом, в котором взаимосвязаны основные выходные параметры.
В свою очередь сами блоки также могут быть подразделены по степени
сложности. Например, блок с барабанным котлом, работающий на газе или
мазуте, намного проще блока с многопоточным или многокорпусным
прямоточным котлом, под которым сжигается твердое топливо. Обычно
такие блоки имеют сложную технологическую схему с большим количеством
электрифицированной
арматуры
и
значительным
количеством
измерительных и регулирующих приборов и аппаратуры управления. При
решении организации управления энергоблоком возникает ряд проблем по
выбору технических средств контроля и управления, рациональному их
размещению на пульте оператора, организации связи оператора с объектом,
оформлению интерьера поста управления и т.п.
На организацию управления энергооборудованием значительное
влияние оказывает тот уровень автоматизации, который по различным
соображениям принят для конкретной ТЭС. В настоящее время для ТЭС
блочного типа могут быть названы четыре таких уровня.
Первый уровень типичен для большинства действующих блоков. Он
характеризуется значительной централизацией управления, оснащением
оборудования блока обычными средствами контроля, дистанционного
управления, автоматического регулирования и защиты в объем, достаточном
для его управления силами двух операторов и нескольких обходчиков.
Информационная часть системы управления обеспечивает непрерывный
визуальный контроль, графическую регистрацию и сигнализацию
отклонений основных параметров, управляющая часть – регулирование в
нормальных и частично в пусковых режимах, дистанционное управление, а
также защиту энергоблока и отдельных его агрегатов. При этом на долю
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
персонала приходится значительный объем операций, особенно в периоды
пусков и остановов.
Второй уровень характеризуется таким расширением объема
автоматизации, которое позволяет осуществлять уверенное управление
энергоблоком во всех режимах силами лишь одного оператора и обходчиков.
Для этого необходимо более концентрированное и удобное представление
информации, широкое использование избирательного и группового
управления и расширение возможностей пусковых автоматических
устройств. В информационной части существенно сокращается число
непрерывно действующих приборов и широко применяется вызывной
контроль и автоматическая сигнализация отклонения технологических
параметров, осуществляемые, как правило, машинами централизованного
контроля (МЦК). Применяется также регистрация команд и других операций,
производимых оператором или автоматически.
На третьем уровне осуществляется стремление к дальнейшему
освобождению персонала от непосредственных оперативных функций и
расширение его участия в общей организации технологического процесса с
целью повышения его экономичности. Для этого в информационной части
предусматривается соответствующая автоматическая обработка информации,
в частности расчет технико-экономических показателей работы энергоблока
и подготовка данных для передачи их в вышестоящий энергетический блок.
В управляющей части получает дальнейшее развитие автоматизация
операций при пусках, при глубоких изменениях нагрузки энергоблока и в
режимах регулирования частоты в энергосистеме.
Наконец, четвертый уровень отвечает высшей стадии развития системы
управления, автоматически подготавливающей персоналу исчерпывающие
информационные данные, способной осуществлять поиск оптимальных
режимов при пусках и нормальной эксплуатации энергоблока и
прогнозировать причины снижения экономичности оборудования. Этот
уровень требует широкого внедрения вычислительных, регулирующих и
логических устройств, т.е. расширения кибернетических возможностей
системы. Такой уровень автоматизации, являясь весьма перспективным,
требует, однако, для своей полной реализации достаточно длительного
времени.
Естественно, что указанное выделение уровней является условным.
Однако его следует принимать во внимание при определении технической
целесообразности и экономической эффективности автоматизации.
При выборе того или иного уровня автоматизации для конкретных
случаев следует учитывать:
 единичную мощность агрегатов и их сложность;
 режим работы оборудования (частые пуски и остановы, работа в
базовом режиме и т.п.);
 имеющиеся средства автоматизации;
 стоимость топлива и средства автоматизации;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
 стоимость обслуживания средств автоматизации.
На
современных
ТЭС
система
управления
является
автоматизированной и имеет, как правило, два уровня: первый уровень – это
автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ
ТП), которая обеспечивает управление отдельными агрегатами , группами
агрегатов или энергетическим блоком. Второй уровень представляет собой
автоматизированную систему управления тепловой электростанции в целом
(АСУ ТЭС), позволяющую персоналу осуществлять не только наиболее
эффективное оперативное управление электростанцией, но и управление
хозяйственной деятельностью ТЭС.
Автоматизированная система управления должна обеспечить
выполнение следующих функций:
 контроль за протеканием процессов, режимов работы и состоянием
оборудования;
 оптимальное управление оборудованием во всех режимах его
работы
 автоматическое регулирование технологических параметров во всем
диапазоне регулируемых нагрузок, а также основных процессов при пуске и
останове оборудования;
 сигнализацию об отклонениях параметров за допустимые пределы и
о нарушении работы отдельных агрегатов и устройств;
 защиту оборудования от повреждений при возникновении
аварийных состояний;
 сбор и обработку необходимой информации для определения
технико-экономических и статических показателей работы блока.
Система управления энергооборудования, представленная на рис,
включает в себя следующие подсисемы: 1) информационную; 2)
сигнализации; 3) дистанционного и автоматического управления; 4)
автоматического регулирования; 5)технологической защиты и блокировки.
Информационная подсистема обеспечивает непрерывный сбор,
обработку и представление информации о работе и состоянии оборудования
и ходе технологического процесса, получение информации вспомогательного
характера, необходимой для изучения установки, а также для составления
технической отчетности и расчета технико-экономических показателей на
ТЭС.
Технологический
процесс
характеризуется
в
основном
теплотехническими и электрическими измерениями, а состояние
оборудования, кроме того, и измерением механических величин и сигналами
дискретного характера. К теплотехническим измерениям относятся
измерения таких величин, как давление, температура, расход, уровень,
содержание кислорода в дымовых газах, а также некоторых величин,
характеризующих качество воды и пара, к электрическим – измерение силы
тока, напряжения, частоты, мощности. Механические величины – это
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
перемещения, скорость вращения, шумы и т.д. Дискретные сигналы
характеризуют состояние запорных органов или электродвигателей
механизмов.
На тепловых электростанциях существуют различные схемы сбора,
обработки и представления информации: от простых с применением
обычных средств контроля до сложнейших, использующих электронные
вычислительные машины. В первых используются индивидуальные
измерительные комплексы, состоящие из первичного и вторичного
показывающего или самопишущего прибора. При этом вся дальнейшая
обработка информации производится, как правило, “вручную”. Вторые
выполняются главным образом на базе современных устройств
централизованного контроля, а обработка данных, включая вычисления
технико-экономических показателей, выполняется на вычислительных
машинах. Между этими двумя крайними по сложности и применяемым
техническим средствам построениями подсистемы существует ряд
промежуточных решений, в которых одновременно применяются и
индивидуальные и централизованные средства контроля, а также схемы
“контроля по вызову”. Выбор тех или иных средств контроля зависит
главным образом от технико –экономических факторов, среди которых
важное значение имеет единичная мощность агрегатов
Подсистема
сигнализации
включает
в
себя
устройства,
предоставляющие оператору информацию о нарушениях в режиме
технологического процесса или работе агрегатов при помощи светового или
звукового сигналов. Сигнализация имеет следующие основные функции:
 привлечь внимание персонала к нарушению режимов работы
объекта или к аварийной ситуации;
 обеспечить понимание причины происходящего и способствовать
исключению грубых ошибочных действий, принятию правильного решения
для действий в сложившихся условиях.
Подсистемы дистанционного и автоматического управления
осуществляют дискретное воздействие на электрифицированные приводы
механизмов и запорно-регулирующие арматуры, расположенные в
различных территориальных местах энергетического блока, дистанционно с
поста управления или автоматически по заданным логическим программам.
На современных ТЭС дистанционное управление достигло высокой степени
централизации: около 80% приводов задвижек и 90% вспомогательного
оборудования управляется с блочных или групповых щитов управления.
Дистанционное управление может быть индивидуальным и групповым.
Индивидуальное дистанционное управление характеризуется наличием
коммутационного аппарата для каждого электропривода для подачи команды
на пуск и остановку. Эта наиболее массовый вид дистанционного
управления, широко применяемый на ТЭС различного типа.
При значительном количестве электроприводов механизмов, которыми
приходится управлять с одного поста, целесообразно применять
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
избирательное управление. Схемы избирательного управления выполняются
таким образом, что операция включения или останова механизма
осуществляется в две стадии: выбор объекта при помощи коммутационных
аппаратов (номеронабирателей) и подача команды аппаратом, общим для
группы объектов. Такая система позволяет резко сократить площади
пультов, занятых коммутационной аппаратурой, а также свести до минимума
вероятность ошибочных действий персонала благодаря выполнению
операции в два приема и возможности проверить правильность выбора
объекта включения на мнемосхеме.
Групповое управление предусматривает подачу команды либо
одновременно на ряд приводов (например, несколько задвижек на
параллельных пароводяных трактах котла), либо на один привод группы
функционально связанных механизмов с дальнейшим развитием команды по
определенной программе. Примером такого группового управления может
служить электропитательный насос, запуск которого осуществляется
последовательно, начиная с вспомогательного маслонасоса.
Дальнейшее развитие группового управления должно привести к
построению иерархической системы управления функциональными
группами.
Высшим уровнем иерархического управления блоком является
надстройка над уровнем функциональных групп. Такой надстройкой может
быть в перспективе специализированная вычислительная машина либо
сочетание ее с другими средствами при руководящей или пассивной роли
оператора. Задачами этого уровня являются сбор и координация действий
систем управления функциональных групп, систем регулирования и
автоматической разгрузки блока при независимом действии технологических
защит.
Реализация системы управления блоком на основе функциональных
групп требует, прежде всего, оптимальной группировки оборудования блока
в функциональные группы. Деление на функциональные группы является
условным и зависит от конструктивных и технологических особенностей
оборудования блока.
Подсистема автоматического регулирования является одной из важных
частей системы управления, поскольку она создает и является высшей ее
степенью. Автоматическое регулирование повышает экономичность
установки,
увеличивает
надежность
ее
работы,
повышает
производительность труда и облегчает условия труда персонала.
Автоматическое регулирование выполняет четыре основных функции:
 поддерживание определенных параметров на заданном уровне. Эту
функцию называют также стабилизацией параметра. В качестве примера
стабилизации могут быть названы такие параметры, как уровень воды в
барабане котла, температура пара и т.п.;
 поддержание соответствия между двумя зависимыми величинами,
например топливо – воздух в процессе горения;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
 изменение регулируемой величины во времени по определенному
закону (программное регулирование). Примером программного управления
могут служить такие процессы во время пуска, как разогрев агрегатов;
 поддержание оптимального значения регулируемой величины, так
называемой функции оптимизации, которая часто встречается при
автоматизации процесса горения и в других случаях.
Функции автоматического регулирования выполняют регуляторы
электронного, пневматического и гидравлического типа.
Электронная система регулирования, схема в которой используется
электронный прибор и электрический исполнительный механизм. Однако
можно встретить и смешанные системы, например электроннопневматическую, в которой в качестве регулирующего применяется
электронный прибор, а в качестве исполнительного – пневматический
механизм.
В схемах автоматического регулирования энергетических объектов
могут быть выделены четыре основные группы регуляторов.
Первая группа включает в себя особо ответственные регуляторы,
обеспечивающие надежность работы агрегатов. Функции таких регуляторов
не могут быть заменены ручным воздействием оператора, а выход их из
строя влечет за собой, как правило, останов агрегата (например, регулятор
скорости турбины).
Ко второй группе относятся режимные регуляторы, обеспечивающие
нормальное ведение процесса (например, регуляторы горения, температуры
пара). Отключение их обычно не вызывает останова агрегата, так как
регулирование, хотя и менее экономично, может вестись вручную.
К третьей группе относятся регуляторы, обеспечивающие поддержание
необходимых параметров в процессе пуска агрегата. Эти регуляторы не
принимают участия в работе оборудования при нормальном режиме.
Наконец, четвертую группу составляют местные регуляторы,
обеспечивающие регулирование вспомогательных процессов, например
уровня воды в деаэраторах, подогревателях и т.п.
Из сказанного выше вытекает, что общей задачей автоматического
регулирования является поддержание оптимальных условий протекания
какого-либо технологического процесса без вмешательств человека. На
тепловых электростанциях такими условиями являются соответствие между
электрической нагрузкой турбогенератора и производительностью
котлоагрегата (в блочных установках), поддержание давления и температуры
в заданных пределах; экономическое сжигание топлива; соответствие
производительности питательной установки нагрузке котлоагрегатов, а также
поддержание параметров ряда вспомогательных процессов.
Процессы выработки тепла и электроэнергии связаны между собой,
при этом ни один агрегат не является изолированным объектом, а работает
совместно с другими, испытывая на себе также влияние энергетической
системы или развитой тепловой сети. Электростанция должна нести
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
определенную нагрузку при поддержании частоты на заданном уровне.
Суммарная нагрузка энергосистемы в течение суток не остается постоянной.
В этих условиях для поддержания частоты в энергетической системе
требуется регулирование мощности входящих в нее агрегатов.
В сферу автоматического регулирования вовлекаются отдельные
турбины и котлоагрегаты, регулировочный диапазон которых должен быть
достаточно широким. Если для турбин регулировочный диапазон находится
в пределах от 100 до 10% номинальной их мощности, то в целом на
электростанции, участвующей в регулировании частоты, лимитирующими
являются котлоагрегаты, диапазон регулирования которых в зависимости от
рода топлива лежит в пределах от 100 до 70 или от 100 до 50%. При работе
ТЭС или отдельных ее агрегатов в регулировочном режиме на
технологическую автоматику возлагаются задачи обеспечения надежной и
экономичной работы оборудования. Таким образом, возникает прямая связь
между
регулированием
частоты
и
регулированием
основных
технологических параметров энергетической установки.
2.1.1 Организация управления на ТЭС с поперечными связями
Организация управления на ТЭС с поперечными связями является
наличие общего парового коллектора и общего питательного трубопровода
для всех котлов, установленных на станции. При такой схеме подача пара к
турбинам не привязана, как в блоке, к определенному котлу. Другой
особенностью является принятая для этих станций цеховая структура
административно-технического управления. В условиях, когда работа
каждой турбины не связана с работой с работой определенного
котлоагрегата, целесообразно не связывать также управление этими
агрегатами друг с другом, а иметь раздельные системы управления и
самостоятельные посты управления для котлов и турбин. Логическим
завершением цеховой структуры управления является и самостоятельное
управление генераторами со специального поста управления. Такая
структура управления принята на большинстве электростанций с
поперечными связями [5].
Основными постами управления являются главный щит управления
(ГЩУ), групповые щиты управления (ГрЩУ), и местные щиты управления
(МЩУ) некоторых общестанционных устройств.
Главный щит управления является местом пребывания дежурного
инженера станции (ДИС) и служит для управления всей электрической
частью ТЭЦ. С этого щита осуществляется следующие операции:
 управление, контроль и синхронизация генераторов, работающих
на шины 6 кВ, и блоков генератор – трансформатор;
 управление, контроль и синхронизация трансформаторов связи ТЭЦ
с системой;
 управление, контроль и синхронизация шинных выключателей 6,
35, 110 кВ;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
 управление и контроль линейных выключателей высших
напряжений 35 и 110 кВ;
 управление и контроль рабочих резервных линий питания шин 6 кВ
РУСН электростанции;
 управление и контроль агрегата резервного возбуждения.
На ГЩУ предусматриваются следующие виды сигнализаций:
 аварийная сигнализация, действующая при аварийном отключении
любого из элементов, управляемых ГЩУ;
 предупредительная сигнализация мгновенного действия и с
выдержкой времени, действующая при различного вида неисправностях
элементов, управляемых с ГЩУ;
 сигнализация положения коммутационных аппаратов;
 сигнализация о неисправности общестанционных устройств, не
имеющих постоянного обслуживающего персонала.
Групповые щиты управления служат для централизованного
управления группой однотипных агрегатов (котлов или турбин) и
вспомогательного оборудования, обслуживающего эти агрегаты. С этих
щитов осуществляется пуск и останов агрегатов, их нормальная эксплуатация
и различные операции в ненормальных режимах, для чего щиты оборудуются
средствами регулирования, контроля сигнализации и дистанционного
управления различными механизмами и запорно-регулирующими органами.
Почти все действующие и проектируемые ТЭЦ оснащаются
“традиционными” средствами контроля и управления. Как и для блочных
ТЭС, здесь нашли широкое применение электронные регуляторы и
электрические исполнительные механизмы, электронные приборы
теплотехнического контроля и технологической защиты, светозвуковая
сигнализация и релейные схемы управления электрифицированной
арматурой и механизмами.
Групповой щит управления, как и БЩУ, условно разделен на
оперативный и неоперативный контуры. Первый состоит из панелей и
пультов с приборами контроля и управления оперативного назначения. В
неоперативном контуре размещены релейная аппаратура, приборы защиты и
регуляторы.
2.2 Автоматическое регулирование ТП
Автоматическое
регулирование
работы
теплоэнергетического
оборудования ТЭС возлагается на локальные регуляторы или группы
регуляторов отдельных теплотехнических процессов и параметров. Объем
автоматического регулирования, диктуемый НД [6], должен обеспечить
надежную и экономическую работу оборудования в нормальном
эксплуатации без вмешательства обслуживающего персонала. Процессы
пуска и остановки оборудования автоматизированы лишь частично.
Комплексное решение вопросов автоматического пуска и остановки
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
оборудования, охватывающее совместную работу автоматических
регуляторов и устройств автоматического управления, в настоящее время
лишь разрабатываются [5].
Требования к системе автоматизированного управления по НД[6]:
«…2.2.4.1. Котел должен быть оснащен устройствами для подключения
датчиков САУ для измерений технологических параметров.
2.2.4.2. Котел должен быть оснащен системой автоматизации,
включающей все или часть подсистем:
 автоматического регулирования;
 логического дискретного управления, в том числе дистанционного
или автоматизированного розжига;
 технологических защит и блокировок;
 дистанционного управления;
 теплотехнического контроля;
 контроля выбросов оксидов азота из котла после серийного
освоения приборов контроля.
2.2.4.3. САУ должна обеспечивать в диапазоне регулируемых нагрузок,
указанных в ТУ (ТЗ) на котел, следующие показатели:
устойчивую работу (отсутствие автоколебаний) автоматических
регуляторов и ограниченную частоту включений регуляторов;
поддержание при постоянном значении нагрузки котлов основных
технологических параметров с максимальными отклонениями, не
превышающими значений, установленных в таблице 2;
Т а б л и ц а 2. Допустимые значения максимальных отклонений
основных технологических параметров в нормальных эксплуатационных
условиях при постоянном заданном значении нагрузки котла
┌──────────────────────────────────────────────
─────────┬───────────────┐
│
Технологический параметр
│ Максимальное │
│
│ отклонение │
├──────────────────────────────────────────────
─────────┼───────────────┤
│Давление перегретого пара перед турбиной или в главной│ +-2 │
│паровой магистрали (только в режиме постоянного│
│
│давления и в тех случаях, когда оно поддерживается│
│
│котельной автоматикой), %
│
│
│
│
│
│Расход пара на выходе из котла (в тех случаях, когда он│ +-3 │
│поддерживается котельной автоматикой), %
│
│
│
│
│
│Температура перегретого пара на выходе из котла (в│ +-1 │
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
│указанном ТУ (ТЗ) диапазоне нагрузок), %
│
│
│
│
│
│Температура пара промежуточного перегрева на выходе из│ +-1 │
│котла (в указанном ТУ (ТЗ) диапазоне нагрузок), % │
│
│
│
│
│Уровень воды в барабане котла, мм
│ +-20 │
│
│
│
│Содержание избыточного кислорода в продуктах сгорания│
│
│топлива, %:
│
│
│
│
│
│для мазутных котлов при малых избытках воздуха
│ +-0,2 │
│
│
│
│для остальных котлов
│ +-1 │
│
│
│
│Разрежение в топке, Па (мм вод. ст.)
│ +-20(+-2) │
└──────────────────────────────────────────────
─────────┴───────────────┘
Примечание. В таблице приведены максимальные отклонения
температуры перегретого пара относительно заданного номинального
значения, которое может быть установлено в пределах допуска,
установленного ГОСТ 3619.
Протекание переходных процессов, вызываемых скачкообразным
изменением заданного значения нагрузки котла на 10% при исходной
номинальной нагрузке, с максимальными отклонениями сигма_max по
основным технологическим параметрам не хуже задаваемых таблице 3;
Т а б л и ц а 3. Предельные допустимые значения показателей качества
регулирования основных технологических параметров при скачкообразном
изменении заданного значения нагрузки котла на 10% (исходная нагрузка номинальная)
┌──────────────────────────────────────────────
─┬───────────────────────┐
│
Технологический параметр
│Максимальное отклонение│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│Давление пара перед турбиной или в главной│ 5 для прямоточных │
│паровой магистрали (только в режиме постоянного│ котлов и 3 для │
│давления и в тех случаях, когда оно│ барабанных котлов │
│поддерживается котельной автоматикой), %
│
│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│Температура перегретого пара на выходе из│
8
│
│котла, °С
│
│
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│Температура пара промежуточного перегрева на│
10
│
│выходе из котла, °С
│
│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│Уровень воды в барабане котла, мм
│
50
│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│Содержание кислорода в продуктах сгорания│
│
│топлива, %:
│
│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│для мазутных котлов при малых избытках воздуха │
0,3
│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│для остальных котлов
│
2
│
├──────────────────────────────────────────────
─┼───────────────────────┤
│Разрежение в топке, Па (мм вод. ст.)
│
30(3)
│
└──────────────────────────────────────────────
─┴───────────────────────┘
автоматическое поддержание при пуске и нагружении прямоточного
котла расходов питательной воды по потокам с максимальными
кратковременными отклонениями не более +-10% от заданного значения
расхода,
температуры
перегретого
пара
за
промежуточным
пароперегревателем с максимальными кратковременными отклонениями не
более +-20°С от заданных значений…».
Существенное значение для работы автоматических регуляторов имеет
построение схем регулирования. В частности, от структурных схем во
многом зависит точность поддержания заданных значении регулируемых
параметров, величина отклонения параметра в переходных режимах,
простота или сложность наладки работы регуляторов.
Качество работы автоматических регуляторов зависит также от
характеристик регулирующих приборов, регулирующих органов и
исполнительных механизмов и кроме того, от статических и динамических
характеристик автоматизируемого объекта.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
2.3 Регулирование частоты и мощности турбоустановки
Изменение частоты электрического тока на большинстве ТЭС
воспринимается регуляторами скорости (числа оборотов) турбин,
соответственно умещающими или увеличивающими впуск пара и,
следовательно, вырабатываемую турбоагрегатами мощность. Распределение
нагрузки между турбинами в этом случае зависит от статических
характеристик регуляторов скорости. Изменение нагрузки первыми
воспринимают турбины с более пологими статическими характеристиками
регуляторов.
С ростом единичной мощности ТЭС и суммарной мощности
энергообъединений
описанная
система
регулирования
становится
неудовлетворительной, причем в тем большей степени, чем больше
мощность энергообъединения и чем протяжённые имеющиеся в нем связи.
Возникает необходимость создания общестанционных автоматических
систем регулирования частоты и мощности (СРЧМ), получающих задание от
соответствующих
автоматических
устройств
энергосистемы
и
воздействующих на автоматические регуляторы технологического
оборудования. Созданию этих систем в настоящее время уделяется большое
внимание.
На рисунке 2.1. показан пример схемы регулирования частоты и
активной мощности воздействием регуляторов частоты и мощности на
элементы регулирования технологического оборудования энергетического
блока, поясняющий общую идею такого регулирования.
При отклонении частоты (мощности) измерительный блок 1 подает
сигнал в устройство распределения активной нагрузки (УРАН) 2, в
устройство изменения нагрузки турбогенератора 3 и устройство изменения
котла 4. Устройство изменения нагрузки турбины 3 получает также
воздействие от устройства распределения активной нагрузки (УРАН) и
компенсирующее воздействие от измерителя мощности генератора 5.
Устройство управляет впуском пара в турбину при помощи воздействия на ее
синхронизатор и прекращает свое действие, когда электрическая нагрузка
блока достигается заданного значения.
Устройство изменения нагрузки котла, помимо импульса по
изменению частоты, получает импульс по давлению свежего пара перед
турбиной и оказывает воздействие на регулятор нагрузки котла 6, который в
данном случае управляет изменением расхода питательной воды. Действие
устройство прекращается после восстановления заданного значения давления
пара.
В устройстве распределении активной нагрузки (УРАН) набираются
результирующие характеристики относительных приростов (значение
увеличения расхода топлива при увеличении нагрузки) блока котел –
турбина – генератор и задается ограничение по регулируемому диапазону
котла. Ординаты результирующих характеристик относительных приростов
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
блока получаются как произведение относительных приростов котла на
соответственные (при тех же нагрузка) относительные приросты
турбоагрегатора. Наивыгоднейший экономический режим параллельной
работы блоков будет достигнут при равенстве относительных приростов.
Таким образом, система автоматического регулирования частоты и
мощности способствует не только наиболее быстрому и точному приведению
в соответствие суммарной выработки электроэнергии и ее суммарному
потребления, но и наиболее экономичному распределению нагрузки между
агрегатами.
На ТЭЦ с общим паропроводом измерительный блок должен подавать
сигнал в два раздельных УРАН – турбинного цеха и котельного с тем, чтобы
нагрузка между турбогенераторами и котлами распределялась в соответствии
с их характеристиками относительных приростов.
Выводы
Управление и контроль над всеми процессами осуществляется с
групповых щитов управления.
Автоматизированная система управления обеспечивает выполнение
следующих функций:
 контроль за протеканием процессов, режимов работы и состоянием
оборудования;
 оптимальное управление оборудованием во всех режимах его работы
 автоматическое регулирование технологических параметров во всем
диапазоне регулируемых нагрузок, а также основных процессов при пуске и
останове оборудования;
 сигнализацию об отклонениях параметров за допустимые пределы и о
нарушении работы отдельных агрегатов и устройств;
 защиту оборудования от повреждений при возникновении аварийных
состояний;
 сбор и обработку необходимой информации для определения техникоэкономических и статических показателей работы блока.
Ежедневно АлЭС ТЭЦ-1 работает по неравномерному графику тепловой
и электрической нагрузок. Это приводит к ежеминутному регулированию
нагрузок в блоках котел-турбина-генератор. Для того чтобы оптимизировать
данный процесс, более
эффективно использовать
автоматическое
регулирование. Изменение потребления электрической и тепловой энергии
главным образом отображается на расходе пара на турбину, в которую этот пар
поступает из котла. Таким образом, при регулировании котлоагрегата можно
добиться наиболее быстрому приведению в соответствие суммарной выработки
электроэнергии и тепла и их суммарному потреблению. А это в свою очередь
отразится на уменьшении общего расхода топлива на ТЭЦ.
Из этого всего вытекает необходимость модернизации АСУ ТП
котлоагрегата АлЭС ТЭЦ-1, которая затронет систему пылеприготовления, т.е.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ее реконструкцию с установлением измерительных приборов, датчиков и
регуляторов.
3. Автоматическое регулирование тепловых процессов АлЭС ТЭЦ-1
В данном разделе необходимо рассмотреть как осуществляется
управление технологическими процессами на ТЭЦ-1 а так же на основании
изучения способов управления, которые существуют на других ТЭЦ с
аналогичными агрегатами, перенести их на САР ТЭЦ-1.
За 2010 год была проведена предприятием… модернизация системы
КИПа которая заключалась в проведении следующих мероприятий.[7]
3.1Техеническое сопровождение системы учета тепловой энергии на
ТЭЦ-1
Комплекс технических средств (КТС «Энергия») АлЭС ТЭЦ1 предназначен для автоматизированной системы контроля и учета
энергоносителей (АСКУЭ) с целью коммерческого и технического учета
потребления (выработки) электрической и тепловой энергии и расходов
жидких и газообразных энергоносителей (пар, газ, вода).[7]
Комплекс реализует помимо учета функцию телеуправления объектами
энергетики.
В состав КТС Энергия входят:
 устройства сбора данных (УСД) и преобразователи, расположенные
на контролируемых пунктах;
 специализированный вычислительный комплекс (СВК) на базе
IBM-совместимого компьютера с установленными в системный блок платой
ввода и платой полудуплексной связи;
 базовое программное обеспечение КТС «Энергия», а также
лицензионное программное обеспечение (OS Windows XP, СУБД MS SQL).
Сопряжение
УСД
и
преобразователей
с
установленными
теплосчетчиками осуществляется по 2-х проводным линиям связи.
Сопряжение УСД и преобразователей с СВК осуществляется по выделенным
2-х проводным линиям симплексной и полудуплексной связи и по
телефонным каналам с помощью модемов.
УСД и преобразователи обеспечивают:
 прием импульсных сигналов от счетчиков;
 прием данных от датчиков телесигнализации;
 предварительную обработку полученных данных и их передачу по
линиям связи в СВК;
 обработку импульсов от счетчиков и датчиков телесигнализации и
передачу данных в СВК.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
СВК, установленный на диспетчерском пункте АСКУЭ, обеспечивает:
 прием данных от УСД и преобразователей;
 вычислительную обработку данных и их представление в удобном
для оператора виде (таблицы, ведомости, графики);
 данные СВК могут быть переданы по запросу на диспетчерские
пункты других абонентов, энергосетей, энергосистем, в центры контроля
предприятий энергосбыта через модемы по телефонной сети, по локальной
вычислительной сети, по выделенным линиям связи.
Рисунок 3.1- Контрольно измерительные приборы используемые на ТЭЦ-1
Система накапливает информацию с 0,25/3/5/30 — минутными
интервалами, а также в следующих временных интервалах: зоны (пиковая,
полупиковая, ночная), сутки, месяц, квартал, год.
КТС «Энергия» оснащен системой привязки к точному
астрономическому времени.
В рамках технического сопровождения системы учета тепловой
энергии производится:
 анализ работы системы;
 мониторинг показаний приборов и вывода показаний на монитор;
 текущее обслуживание УСД;
 перепрограммирование УСД;
 текущий ремонт устройств отображения информации;
 обслуживание каналов телеизмерения;
 контроль работоспособности УСД по состоянию элементов
индексации;
 проведение оперативного контроля выработанных энергоресурсов.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3.2.Реконструкция системы пылеприготовления угля ТЭЦ-1
Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием
отличается жесткой связью мельничного оборудования с парогенератором.
Уголь поступает из бункера в сушилку, далее в мельницу, после чего
полученная пыль с потоком подогретого воздуха поступает в мельничный
вентилятор,
который
создает
необходимое
давление
аэросмеси
непосредственно к горелкам котла.
Комплекс мероприятий по реконструкции системы пылеприготовления
ТЭЦ-1 АО «АлЭС» для сжигания Сарыадарского угля включает в себя
строительно-монтажные и пуско-наладочные работы:
 замена Мельничного вентилятора;
 наплавка брони улитки мельничного вентилятора;
 изготовление и установка всасывающего пылепровода;
 замена коммутационной аппаратуры;
 теплоизоляция трубопроводов;
 монтаж исполнительного механизма МЭО;
 монтаж регистраторов «Метран»;
 установка датчиков типа «Сапфир»;
 установка термопар;
 установка дистанционного измерения температуры;
 установка дистанционного контроля давления;
 монтаж наладка схем управления исполнительными механизмами;
 монтаж наладка схем технологической защиты;
 монтаж наладка схем технологической сигнализации;
 монтаж наладка схем мигания;
Рисунок 3.2 – Схема Мельничного вентилятора
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3.3 Реконструкция котла БКЗ-160 Алматинской ТЭЦ-1 с целью
снижения окислов азота
Для снижения образования оксидов азота и повышения устойчивости
горения топлива принят ряд проектно-конструкторских решений по схеме
сжигания топлива и конструкции топочно-горелочных устройств,
включающий:
 применение тангенциальной схемы сжигания;
 модернизацию существующих вертикально-щелевых прямоточных
горелок;
 применение боковых сопел на уровне горелок;
 организация третичного дутья (OFA) выше основных горелок.
Рисунок 3.3 – Схема КА БКЗ-160-100-Ф АлЭС ТЭЦ-1.
Для проверки принятых проектно-технических решений по топочногорелочным устройствам выполнялось численное моделирование топочных
процессов котла БКЗ-160-100-Ф Алматинской ТЭЦ-1. Для этой цели во всем
топочном объеме были рассчитаны поля скоростей, температур,
концентрации кислорода и оксидов азота.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3.4. АСУ ТП шаровых мельниц ШБМ 287/410 котлоагрегата БКЗ 160–
100 ПТ
Рис. 3.4.Интерфейс оператора
3.4.1 Объект автоматизации
На балансе ООО "Краматорсктеплоэнерго" имеется ТЭЦ в составе
четырёх рабочих котлов БКЗ 160–100 ПТ (6, 7, 8 и 9). Котлы производят пар
давлением 100 кгс/см2, с номинальной производительность до 160 т/ч на
котёл. Топливом котлов служит природный газ и угольная пыль. В
настоящее время большой акцент делается на использовании угля в
производстве пара по причине высокой цены на газ. Котлы 7, 8 и 9 имеют
рабочую систему пыле-подготовки, которая обеспечивает котлы пылью[3].
В процесс пыле-подготовки включены: цех угле-подготовки,
транспортёр угля в бункера шаровых мельниц, две шаровые мельницы и
бункера пыли. Предметом данного проекта является автоматическое
управление процессом загрузки шаровых барабанных мельниц.
На предприятии используются шаровые барабанные мельницы ШБМ
287\410. Функциональная схема шаровой мельницы с элементами
автоматизации изображена на рис.3.5.
Рис. 3.5. Функциональная схема шаровой мельницы
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3.4.2 АСУ ТП
Структурная схема АСУ ТП изображена на рисунке 2, составными
узлами которой являются два шкафа контроллеров PLC 1, PLC 2 и две
станции автоматизированных рабочих мест оператора АРМ 1, АРМ 2.
Рис.
3.6.
Структурная схема АСУ ТП.
Исходя из структуры, АСУ ТП состоит из объекта автоматизации Мельницы, контроллеров управления мельницами (PLC 1 и PLC 2), а также
двух автоматизированных рабочих мест (АРМ 1 и АРМ 2).
Каждый из контроллеров независимо управляет мельницами
отдельного котла. Так, контроллер PLC 1 управляет мельницами котла 7, а
PLC 2 - мельницами котла 9.
Данные
технологического
процесса
концентрируются
и
представляются на АРМах. Каждое АРМ представляет данные ТП всех
котлов. Друг с другом АРМы подключены по схеме резервирования, что
позволяет исключить потерю данных на момент остановки одного из АРМ.
С целью оптимизации нагрузки на контроллер реальный опрос
контроллеров осуществляет одно АРМ, при этом другое АРМ получает
данные у основного АРМ. Основным АРМ является АРМ 1, который и
выполняет непосредственный опрос контроллеров. В случае сбоя АРМ 1
опрос контроллеров берёт на себя АРМ 2, и опрашивает контроллер до
момента восстановления функционирования АРМ 1. В процессе
восстановления работы АРМ после сбоя производится синхронизация
архивов глубиной до 1 часа. Восстановление архивов на более
продолжительный интервал времени осуществляется синхронно по мере
доступа к этим архивам.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
В качестве программируемого логического контроллера в проекте
применён ПЛК LP-8781 фирмы ICP DAS серии LinPAC. Промышленный
контроллер этого семейства является первым продуктом, который построен
на x86 совместимом процессоре; предыдущие контроллеры этого семейства
основаны на процессоре архитектуры ARM. Кроме x86 процессора
рассматриваемые контроллеры обладают значительными ресурсами
оперативной памяти и дискового пространства.
Особенностью технологического процесса данного проекта является
наличие специфических к ресурсам и функциям контроллера требований
при небольшом объёме параметров. Кроме того, решающим фактором
является ограниченное финансирование. Всем этим требованиям
удовлетворяют контроллеры семейства LP-8x81:
 сравнительно невысокая цена;
 высокая производительность для ПЛК;
 архитектурная и программная открытость ПЛК;
 промышленное исполнение и расширенный температурный
диапазон.
Р
ис. 3.7. ПЛК серии LP-8x81.
Ёмкость АСУ ТП для одного котла составляет: 18AI, 2AO, 10DI,
16DO. Следовательно, необходим контроллер с количеством слотов
расширения не менее 6. Исходя из этого, выбран контроллер LP-8781 и
следующие модули для подключения внешних сигналов:
Таблица 3.1.
Слот
Модуль
Замечание
1, 2, 3
LP-8781
Корзина 10 слотов с процессором в
слотах 1-3
4
I-87019RW
8-каналов AI общего назначения
(входы мельницы А).
5
I-87019RW
8-каналов AI общего назначения
(входы мельницы Б).
6
I-8017HW
Модуль быстрого АЦП (10 кГц) для
двух каналов вибро-сигнала.
7
I-87024W
4-канала AO для управления двумя
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
частотными
приводами
мельниц А и Б.
8
I-8042W
9
I-87057W
10
Свободен
питателей
16 каналов DI и DO
назначения;
использованы
входные каналы.
общего
только
16 каналов DO общего назначения.
Для подключения UPS использован последовательный интерфейс
COM2 контроллера.
Из особенностей настройки контроллеров стоит отметить следующие
моменты:
Была собрана последняя версия драйвера UPS nut-2.4.1.
Для
обеспечения
устойчивой
и
равномерной
работы
последовательных интерфейсов в режиме использования приоритетов
реального времени потребовалось установить приоритет 20 реального
времени для ядерного потока "events/0". Установка приоритета
осуществляется в первом запуске процедуры опроса UPS среды исполнения
контроллера на OpenSCADA, кодом:
evPid = SYS.system("ps -Aopid,comm | sed -n '/[ ]*\\([^ ]\\)[
]*events\\/0/s//\\1/p'");
SYS.system("chrt -pr 20 "+evPid);
Установлен приоритет 5 реального времени для входящих
транспортов, с целью повышения равномерности и реактивности в ответах
на запросы с верхнего уровня.
Контроллеры смонтированы в шкафу размером 2000x800x400,
который содержит автоматы, клеммные колодки, реле и UPS отдельного
котла.
Автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора выполнены на
основе офисных ПК следующей конфигурации:
Таблица 3.2.
Компонент
Наименование
Процессор
AMD Athlon 64 X2 5200+
Системная
плата
ASUS M3N78
Оперативная
память
2 x DDR2-800 1024Mb Hynix PC6400 orig.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Жёсткий диск
WesternDigital WD1600AAJS 160Gb SATA300
Оптический
привод
DVD-RW GH20NS10 20х SATA
Корпус
блока.
ASUS TA-863 400W FSP
сист.
Клавиатура
Logitech Deluxe 250 Keyboard Black PS/2
Манипулятор
мышь
Logitech RX300
Дисплей
19" Samsung SM 923NW 300cd 1000:1 170/160
5ms RGB (LS19HANKSHED)
На АРМы инсталлировано системное ПО ALTLinux 5.1 и SCADAсистема OpenSCADA 0.6.4.2.
3.4.3. Алгоритмы
Алгоритмы управления мельницами достаточно сложны, что связано
со следующими факторами:

использование непрямых механизмов получения значения уровня
угля в мельнице;

учёт различных способов управления загрузкой мельницы, от
прямого регулирования температуры пылевоздушной смеси на выходе из
мельницы, до управления загрузкой по вычисленному уровню;
По алгоритмам созданы программы контроллера, предназначенные
для управления загрузкой шаровых мельниц. В алгоритмах и программах
использованы аналоговые и дискретные сигналы, поступающие со входов
(на выхода) аналоговых и дискретных модулей контроллера, сигналы,
формируемые станцией оператора, и промежуточные сигналы,
формируемые на их основе.
Программы
реализованы
на
пользовательских
языках
программирования системы OpenSCADA. Блочные схемы реализуются в
окружении модуля DAQ.BlockCalc, а реализация самих блоков и шаблонов
параметров - на языке JavaLikeCalc модуля DAQ.JavaLikeCalc системы
OpenSCADA.
Для предварительной обработки аналоговых сигналов после АЦП
модуля аналогового ввода контроллера создан шаблон параметров с
функциями:
 определения недостоверности (обрыв, выход за диапазон
допустимых значений);
 поправки на калибровочные коэффициенты;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
 фильтрации;
 приведения к инженерным (технологическим) единицам;
 формирования битов нарушения регламентных и аварийных
границ;
 имитация аналогового входа как встроенной функцией, так и с
внешнего входа, который может использоваться для подключения сигналов
модели.
На основе данного шаблона созданы дополнительные шаблоны:
 шаблон параметра ручного ввода, с дополнительной функцией
ввода значения;
 шаблон параметра универсального ПИД-регулятора с отражением
собственных атрибутов аналогового и импульсного регуляторов.
Для группировки и обработки дискретных сигналов создан шаблон
дискретного параметра, который позволяет:
 объединить до двух дискретных входов и трёх дискретных выходов
в конфигурацию типовых насосов и задвижек.
Общие алгоритмы сведены в две блочные схемы для каждой
мельницы. Первая блочная схема содержит контура аналоговых
регуляторов и работают с периодом 500мс. Вторая блочная схема содержит
контура импульсных регуляторов и работает с периодом 100мс.
3.5. Система управления АСУТП регулятора тепловой нагрузки котла
№3
Используя опыт полченный на … можно рекомендовать такую систему
на АлЭС ТЭЦ-1
Заказчик: ТОО «AЭС Согринская ТЭЦ», г. Усть-Каменогорск
Описание объекта автоматизации
Котлоагрегат №3 - паровой котел Барнаульского котельного завода
арки БКЗ-160-100-ФБ. Основные характеристики котлоагрегата №3:
 производительность 160 т/ч.
 давление перегретого пара Рпп=101 кгс/см2.
 температура перегретого пара Тпп=540 0С.
 расчетный КПД котла = 91,5%.
 расчетная температура уходящих газов Тух=123 0С.
котел выполнен с двухступенчатой схемой испарения, имеет Побразную компоновку, однобарабанный. Барабан котла с внутренним
диаметром 1600 мм, толщиной стенки 90 мм, выполнен из стали
22К.Пароперегреватель котла – четырехступенчатый, водяной экономайзер –
двухступенчатый,
размещен
в
рассечку
с
двухступенчатым
воздухоподогревателем [9].
 Котел оборудован следующим вспомогательным оборудованием:
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
 двумя дымососами марки Д-16х2;
 двумя дутьевыми вентиляторами ВД -18;
 двумя шаровыми мельницами Ш-10;
 сепаратором непрерывной продувки;
 двумя сепараторами пыли;
 двумя пылевыми циклонами;
 тремя трубами "Вентури";
 тремя скрубберами МПВТИ o 2800.
 Требования к системе автоматизации
Котлоагрегат относится к ответственным и опасным технологическим
объектам и состоит из различных технологических узлов, отличающихся
степенью автоматизации и требующих согласованной совместной работы.
Система автоматизации реализует следующие функции:
 сбор и обработка технологической информации;
 представление информации в виде таблиц, графиков и мнемосхем;
 архивирование технологической информации, предупредительных,
аварийных и системных сообщений;
 дистанционное и автоматическое управление технологическим
оборудованием;
 контроль
технологических
параметров
и
формирование
сигнализации при выходе параметра за установленные контрольные
границы;
 регулирование тепловой нагрузки котла в автоматическом режиме;
 технологические блокировки регулятора в нештатных режимах
работы котла.
Системой автоматизации предусмотрена работа регулятора тепловой
нагрузки в двух режимах:
 базис – поддержание заданного расхода пара, производимого
котлоагрегатом.
 регулирование – стабилизация давления в магистрали (системой
предусмотрен выбор магистрали, по которой должно вестись регулирование).
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 3.8 – Главная мнемосхема процесса
Структура системы
Система автоматизации построена на базе контроллера SIMATIC S7300 с центральным процессором CPU 315-2DP. Связь с частотными
преобразователями пылепитателей осуществляется по сети PROFIBUS DP.
Верхний уровень представляет собой рабочее место операторатехнолога на базе персонального компьютера, с установленным
программным обеспечением PCS7 OS SingleStation v7.0 Связь между
контроллером и компьютером осуществляется по промышленной сети
Profibus DP.
Рисунок 3.9 – Структурная схема КТС
Сроки реализации проекта:
Год ввода в эксплуатацию: 2008 г.
3.4.Реконструкция АСУТП котлоагрегатов ст. №1 и ст. №3
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Заказчик: ТОО «АЭС Согринская ТЭЦ», г. Усть-Каменогорск
На Согринской ТЭЦ применены котлоагрегаты марки БКЗ-160-100
Барнаульского котельного завода. Котлы вертикально-водотрубные с
естественной циркуляцией, однобарабанные, крупноблочной конструкции,
выполнены по П-образной компоновке. Котел рассчитан для работы при
следующих параметрах:
 производительность -160 т/час;
 давление перегретого пара за паровой задвижкой-100 ата;
 температура перегретого пара-540 ºС± 2ºС.
Назначение системы автоматизации
Внедряемая АСУ ТП является открытой модульной унифицированной
системой, позволяющей её поэтапное расширение. На текущем этапе
реконструкция была произведена для АСУ ТП котлоагрегата ст. №1 и
котлоагрегата ст. №3.
Основными функциями АСУ ТП являются:

автоматическое поддержание уровня воды в барабане;

автоматическое регулирование тепловой нагрузки;

автоматическое регулирование температуры перегретого пара;

система противоаварийных защит (для АСУ ТП котлоагрегата ст.
№3);

представление технологической информации на экранах мониторов
в виде мнемосхем с различной степенью детализации;

архивирование технологических переменных процесса;

сигнализация и регистрация сообщений о превышении аварийных,
предупредительных и технологических границ;

диагностика работоспособности системы.
Рисунок 3.10 – Мнемосхема: Питание котла №1
Структура системы
Нижний уровень системы для каждого из котлоагрегатов
спроектирован на базе резервированного контроллера S7-414-4H со
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
станциями ввода-вывода ET200M, которые осуществляют сбор, обработку
технологических параметров и выдают управляющие воздействия на
исполнительные механизмы. Станции ввода-вывода ET200M выполнены с
функцией «горячей замены», т.е. позволяют заменять функциональные
модули, не отключая контроллер и не прерывая технологический процесс.
Связь между контроллером и станциями ввода-вывода ET200M
осуществляется по резервированной сети PROFIBUS DP. Связь с частотными
преобразователями питателей пыли по сети PROFIBUS DP. Верхний уровень
Системы представляет собой резервированный сервер PCS7 OS Server, к
которому в качестве клиентов подключены АРМ машиниста котла №1, АРМ
машиниста котла №2. Каждый из АРМ машинистов укомплектован двумя
мониторами диагональю 21 дюйм.
Рисунок 3.11 – Структурная схема КТС
Выводы
Автоматическая система управления на АлЭС ТЭЦ существует в виде
автоматизированной системы контроля и учета энергоносителей, т.е. в виде
контрольно измерительных приборов связанных с устройствами сбора
данных которые в свою очередь передают эти данные в специализированный
вычислительный комплекс, расположенный в диспетчерской.
Рекомендуем в качестве внедрения АСУ ТП в тепловой процесс БКЗ
160-100 на примере ТОО «AЭС Согринская ТЭЦ», г. Усть-Каменогорск, где
основными функциями АСУ ТП являются:

автоматическое поддержание уровня воды в барабане;

автоматическое регулирование тепловой нагрузки;

автоматическое регулирование температуры перегретого пара;

система противоаварийных защит (для АСУ ТП котлоагрегата ст.
№3);
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
представление технологической информации на экранах мониторов
в виде мнемосхем с различной степенью детализации;

архивирование технологических переменных процесса;

сигнализация и регистрация сообщений о превышении аварийных,
предупредительных и технологических границ;

диагностика работоспособности системы.

4.1 Тепловой расчет системы пылепреготовления АлЭС ТЭЦ-1
Исходные данные:
Котлоагрегат БКЗ-160-100
Паропроизводительность = 160т/ч
Давление перегретого пара = 11МПА
Температура перегретого пара = 540оС
Температура питательной воды = 215оС
Расход топлива на котел = 17,75т/ч
Коэффициент избытка воздуха в топке = 1,2
Температура горячего воздуха за воздухоподогревателем = 340оС
Характеристика топлива
Карагандинский угольный бассейн
Теплота сгорания топлива = 22270
Рабочая влажность = 6,5%
Влажность пыли = 2%
Гигроскопическая влажность = 2%
Максимальная влажность = 25%
Доля влаги, снятой в устройстве для нисходящей сушки и трубысушилки=0,5
Влажность топлива перед мельницей = 4,3%
Средняя влажность топлива в мельнице = 2,6%
Выход летучих веществ = 28%
Коэффициент размолоспособности = 1,4
Тонкость пыли = 21%
Теоретически необходимое количество воздуха =6,08
/кг
Крупность дробления угля = 5%
Количество испаренной влаги = 0,05%
Зольность пыли = 1,19%
Зольность топлива на сухую массу = 26%
Теплота сгорания горючей массы топлива = 2320ккал/кг
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Расход топлива на котел
Паропроизводительность котла по первому пару = 152т/ч
Энтальпия перегретого пара = 3464,9кДж/кг
Энтальпия питательной воды = 921,5
Паропроизводительность котла по вторичному пару = 8т/ч
Энтальпия вторично перегреваемого пара на входе в промежуточный
пароперегреватель = 2750кДж/кг
Энтальпия вторично перегреваемого пара на выходе из промежуточного
пароперегревателя = 2860 кДж/кг
Располагаемое тепло топлива = 22270 кДж/кг
КПД котлоагрегата = 0,98
Размольная производительность мельницы
Количество мельниц (при прямом вдувании) = 4
Производительность мельниц (при прямом вдувании) = 4,73т/ч
Тепловой расчет системы пылеприготовления:
Температура воздуха за воздухоподогревателем = 340оС
Температура горячего воздуха перед нисходящей сушкой = 330 оС
Температура холодного воздуха = 30 оС
Температура отработавшего сушильного агента в конце установки (перед
мельничным вентилятором) = 100 оС
Температура отработавшего сушильного агента за мельницей = 110 оС
Температура сырого топлива = 0 оС
Средняя температура топлива в установке = 50 оС
Теплоемкость
горячего
воздуха
перед
нисходящей
сушкой=0,244ккал/(кг*град)
Теплоемкость холодного воздуха = 0,24 ккал/(кг*град)
Теплоемкость
отработавшего
сушильного
агента
в
конце
установки=0,24ккал/(кг*град)
Теплоемкость сухого топлива при t,50оС = 0,245ккал/(кг*град)
Количество испаренной влаги = 0,046кг/кг
Коэффициент присоса = 0,2
Коэффициент, учитывающий долю энергии, превращаемую в тепло в
процессе размола = 0,6
Часовая потеря тепла в окружающую среду = 15ккал/час
Удельный вес смеси из горячего воздуха, рециркулирующего агента и
присоса = 1,28кг/
Тепловой расчет СМ
Диаметр стола = 1,05м
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Максимальная производительность СМ = 4,56 т/ч
Требуемая производительность (номинальная ) = 6
Расход
воздуха
вместе
с
присосом
(без
испаренной
влаги
топлива)=10800кг/кг
Коэффициент зависящий от диаметра стола = 99,25
Мощность потребляемая мельницей, при производительности Вмакс=68,94кВт
Фактически затрачиваемая мощность = 83,80кВт
Удельный расход электроэнергии на размол топлива при фактически
затрачиваемой мощности = 11,49кВт*ч/т
Приход тепла
Количество влажного сушильного агента на 1 кг сырого топлива = 1500кг/кг
Физическое тепло сушильного агента = 44550ккал/кг
Тепло, выделяющееся в результате работы мелющих органов = 5,93ккал/кг
Физическое тепло присосанного холодного воздуха = 2160ккал/кг
Расход тепла
Тепло, затрачиваемое на испарение влаги = 29,48ккал/кг
Тепло, уносимое отработавшим сушильным агентом = 43380 ккал/кг
Тепло, затрачиваемое на подогрев топлива = 24,82 ккал/кг
Потеря тепла в окружающую среду = 0,0032 ккал/кг
Вспомогательная величина = 29,7 ккал/кг
Теплоемкость сушильного агента = 0,09 ккал/(кг*град)
Температура сушильного агента = 330
Сведение баланса = 3281,63 ккал/кг
Погрешность расчета = 3,64%
Определение сушильной производительности мельницы
Количество влажного воздуха = 1921,44
Количество
влажного
сушильного
агента
в
конце
установки=11528627,54 /кг
Сушильная производительность мельницы = 6т/ч
4.2.Автоматическое регулирование паровых котлов
Показателями течения тепловых процессов на котельном агрегате
являются регулируемые параметры - внешние: расход пара, давление пара
при выходе из котла, температура перегрева пара и внутренние: уровень воды
в барабане котельного агрегата, коэффициент избытка воздуха, разрежение в
топке и др.
Характер течения процессов в котельном агрегате определяется видом
и величиной воздействий: внешних – со стороны потребителя, внутренних –
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
изменение состава и качества топлива, избытка воздуха, подаваемого в топку
котла, разрежения в топке, изменение расхода питательной воды.
К задачам регулирования котельных агрегатов, которые диктуются как
требования потребителей пара, так и необходимостью обеспечения
надежного и экономичного режима работы самих котлов, относятся
следующие:
- приведение нагрузки котельного агрегата в соответствие с заданием;
- поддержание заданных значений давления и температуры пара,
поступающего потребителю;
поддержание такого соотношения между подачами топлива и воздуха, а
для котлов с шахтно-мельничными топками такого распределение первичного
и вторичного воздуха, которое отвечает наивысшей экономичности топочного
процесса;
- стабилизация разрежения в топке;
- поддержание в барабанных котельных агрегатах постоянного уровня
воды в барабане в установленных пределах, а также солесодержания
котловой воды.
Объект автоматизации вместе с автоматическим регулятором
представляет собой систему автоматического регулирования.
Величина регулируемого параметра изменяется с помощью
чувствительного элемента и сравнивается в регуляторе с заданным
значением, которое вырабатывается задающим устройством и вводится в
систему в виде управляющего воздействия.
При отклонении регулируемой величины от заданного значения на
входе регулятора появляется сигнал рассогласования. На выходе регулятора в
этом случае вырабатывается сигнал, определяющий регулирующее
воздействие на объект через регулирующий орган и направленный на
уменьшение рассогласования. Регулятор воздействует на объект до тех пор,
пока регулируемая величина не сравняется с заданным значением, которое
может быть постоянным или меняться в зависимости от нагрузки.
Отклонение регулируемой величины от заданного значения может быть
вызвано изменением управляющего воздействия или нарушениями работы
объекта связанными с различными возмущающими воздействиями.
При отклонении от равновесного состояния в САР возникают
переходные процессы.
Изучение переходных процессов – одна из главных задач исследования
динамики регулирования. Переходный процесс в системе должен быть
устойчивым и обладать требуемыми показателями качества. Характер
переходного процесса зависит от динамических свойств системы, ее
начального состояния, вида воздействия на систему, и должен быть
определен аналитически, путем нахождения общего интеграла исследования
дифференциальных уравнений, описывающих заданную систему.
В качестве возмущения удобно пользоваться ступенчатой функцией.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Это возмущение обычно служит достаточно хорошей проверкой
поведения системы регулирования в неблагоприятных условиях
эксплуатации энергетических установок.
Основным
недостатком
аналитического
метода
определения
переходного процесса являются большие вычислительные трудности,
которые возрастают с увеличением порядка исходного дифференциального
уравнения.
Наряду с аналитическими методами широко применяются расчетноэкспериментальные методы, основанные на применении аналоговых
вычислительных машин.
Структурные схемы для решения уравнений движения отдельных
элементов позволяют построить структурную схему моделирования всей
системы автоматического регулирования. Такая система отражает не только
преобразования, происходящие со входными величинами в каждом их
элементов системы регулирования, но также связи между элементами и
внешними возмущениями, действующими на элементы.
С помощью аналоговых машин можно не только получить переходный
процесс системы регулирования, описываемой заданной системой уравнений,
но также выявить влияние коэффициентов на качество протекания
исследуемого переходного процесса. Изменение коэффициента передачи по
какому-либо входу аналогично изменению постоянной времени или
коэффициентов усиления и самовыражения в исходных уравнениях.
Различают замкнутые и разомкнутые АСР.
На ТЭС применяются в основном замкнутые АСР непрямого действия.
Рисунок 4.1 - Структурные схемы замкнутой АСР
1 - объект регулирования; 2 - регулятор;
3 - регулирующий орган; 4 - точка разветвления;
5 - элемент сравнения сигналов у и u.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 4.1- Структурные схемы разомкнутой АСР
1 - объект регулирования; 2 - регулятор;
3 - регулирующий орган; 4 - точка разветвления;
5 - элемент сравнения сигналов у и u.
Требования высокой точности регулирования параметров для
обеспечения надежной и экономичной работы котельного агрегата
обуславливает
необходимость
применения
быстродействующих
автоматических регулирующих устройств.
В регулировании котлоагрегатов широко применяются электрические
схемы с электронными регуляторами. В качестве исполнительных
механизмов
используются
электромеханические
сервоприводы
с
редукторами и колонки дистанционного управления.
Паровой котел представляет сложную динамическую систему с
несколькими взаимосвязанными входными и выходными величинами.
Однако выраженная направленность участков регулирования по
основным каналам регулирующих воздействий позволяет осуществлять
стабилизацию и изменение регулируемых параметров с помощью
независимых одноконтурных систем, связанных через объект регулирования
– котельный агрегат.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 4.1- Принципиальная схема регулирования барабанного котла.
1-экранные поверхности топки, 2-опускные экраны, 3-барабан,
4-пароперегреватель,5-впрыск воды, 6-экономайзер, 7-воздухоподогреватель,
8-датчик расхода пара, 9-регулятор температуры, 10-регулятор давления, 11датчик
давления,
12-задатчик,
13-питательный
клапан,
14дифференциальный манометр, 15-регулятор производительности, 16питательный насос, 17-гидромуфта, 18-электродвигатель, 19-датчик расхода
питательной воды, 20-регулятор питания, 21-устройство динамической связи,
22-регулятор разрежения, 23-дымосос, 24-дутьевой вентилятор, 25-регулятор
экономичности процесса горения, 26-датчик расхода воздуха, 27-датчик
расхода топлива, 28-регулировочный орган подачи топлива, 29-датчик
уровня в барабане.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Рисунок 4.1 - Схема связей выходных параметров от входных
барабанного котла
Dпп – расход перегретого пара;
Pпп – давление перегретого пара;
tпп – температура перегретого пара;
Bт – расход топлива;
Dб – давление в барабане котла;
Dвпр – расход воды на впрыск в пароохладитель;
Sт – разрежение в топке;
Qг – расход газов;
Qв – расход воздуха .
Автоматическая система регулирования (АСР) барабанного парового
котла в целом состоит из отдельных замкнутых контуров:
- экономичности процесса горения топлива;
- давления перегретого пара и тепловой нагрузки;
- разрежения в верхней части топки;
- температуры перегретого пара;
- питания котловой водой;
- качества котловой воды.
Система автоматического регулирования барабанного парового котла
включает следующие самостоятельные системы регулирования:
процесса горения и парообразования;
температуры перегрева пара;
питания котла водой;
водного режима котла.
Регулирование процесса горения и парообразования включает
регулирование следующих величин:
1) давление перегретого пара Рп.п и тепловой нагрузки Dq ;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
2) экономичность процесса горения, т.е. избытка воздуха в
топке, определяемого содержанием О2 за пароперегревателем;
3) разрежения в верхней части топки Sт .
Рисунок 4.1 - Принципиальная схема регулирования давления пара на
энергоблоке: 1-регулятор подачи топлива; 2-регулятор скорости; 3регулирующий
клапан;
4-регулятор
давления;
5-электропривод
синхронизатора турбины.
Экономичность топочного процесса в переходных режимах зависит от
согласованности в изменениях подачи топлива и воздуха, поэтому
определяется не только схемой регулирования расхода топлива, но и схемой
регулирования подачи воздуха.
Предпочтение в АСР процессов горения на котлах получила
комбинация регулятора топлива, действующего по теплу, с регулятором
воздуха, выполненным по схеме «заданная нагрузка-воздух».
Если измерение расхода топлива осуществляется достаточно точно,
то поддержание оптимального избытка воздуха можно осуществить по
соотношению расход топлива - расход воздуха, используя схему
регулирования подачи воздуха, известную под названием топливо-воздух.
При газообразном топливе требуемое соотношение между количествами газа
и воздуха осуществляется наиболее просто, т. е. путем сравнения перепада
давлений на сужающем устройстве, устанавливаемом на газопроводе, с
перепадом давлений на воздухоподогревателе.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Реальное дифференцирующее звено.
Звено носит название реального дифференцирующего, если его
входная и выходная величины связаны между собой дифференциальным
уравнением:
T(dXвых/d)+Xвых=К(dХвх/d)
Переходная функция звена: Хвых=Кexp(-/T).
Рисунок 4.6 – переходная характеристика РДЗ
Исходные данные
Хвх
К
Т
20
4
0,23
0,05
Разгонная
Хвых
0
80
64,3692
51,79243
41,67297
33,5307
26,97931
21,70796
17,46655
14,05385
11,30794
9,098537
7,32082
5,890442
4,739538
3,813504
3,068403
0
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
20
4
0,23
0,05
Переходная
Хвых
0
20
16,0923
12,94811
10,41824
8,382675
6,744826
5,426989
4,366637
3,513462
2,826984
2,274634
1,830205
1,47261
1,184885
0,953376
0,767101
0
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
2,468883
1,9865
1,598368
1,286071
1,034792
0,8
0,85
0,9
0,95
1
0,617221
0,496625
0,399592
0,321518
0,258698
0,8
0,85
0,9
0,95
1
Рисунок 4.7 – График переходной и разгонной характеристик
w
0,001
0,011
0,021
0,031
0,081
0,131
0,181
0,231
0,281
0,331
2,331
4,331
6,331
8,331
10,331
25,331
40,331
55,331
70,331
85,331
А(w)
0,004
0,04395
0,083652
0,122889
0,305602
0,455324
0,568951
0,651948
0,711928
0,755512
0,915554
0,918705
0,919393
0,91965
0,919772
0,919962
0,919985
0,919992
0,919995
0,919997
Q(w)o
90,03246
89,90062
89,76877
89,63693
88,97781
88,31897
87,66059
87,00284
86,34589
85,68991
61,83425
45,13396
34,49689
27,57337
22,83549
9,744315
6,156049
4,495262
3,539288
2,918319
Q(w)рад
1,570566
1,568266
1,565966
1,563666
1,552168
1,540675
1,52919
1,517716
1,506256
1,494813
1,078664
0,787337
0,601779
0,481002
0,398352
0,169984
0,107389
0,078417
0,061741
0,050908
M(w)
9,2E-07
0,000111
0,000404
0,000876
0,005692
0,013713
0,023665
0,034589
0,045916
0,057351
0,432605
0,648362
0,757883
0,815299
0,847755
0,906703
0,914685
0,917165
0,918242
0,918805
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
N(w)
0,004
0,04395
0,083651
0,122886
0,305549
0,455118
0,568459
0,65103
0,710446
0,753332
0,806903
0,650881
0,520478
0,425492
0,35678
0,155627
0,098606
0,072069
0,056765
0,046815
Лист
100,331
115,331
130,331
145,331
0,919998
0,919998
0,919999
0,919999
2,482609
2,160048
1,911641
1,71446
0,043308
0,037681
0,033348
0,029908
0,919135
0,919345
0,919487
0,919587
0,039831
0,034658
0,030674
0,027511
Рисунок 4.7 – График АЧХ РДЗ
Рисунок 4.7 – График ФЧХ РДЗ
Рисунок 4.7 – График АФХ РДЗ
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Глава 5. Безопасность жизнедеятельности.
5.1. Экологический паспорт
Наименование предприятия - Алматинская ТЭЦ-1
Адрес предприятия - 480050, г. Алматы пр. Сейфуллина 433.
Сведения о предприятии: Алматинская ТЭЦ-1
расположена в
центральной части города, в зоне интенсивной застройки. Границами
площадки служат с запада - территория мясокомбината и жилая застройка, с
востока и юга - пр. Сейфуллина, с севера индивидуальная жилая застройка.
Таблица 5.1. Описание сырья
Наименование производства
вида продукции
газ
мазут
уголь
и На
отпуск На отпуск
электроэнергии
тепла
Всего т.у.т.
36875
179639
На единицу продукции
0,079
0,071
Всего т.у.т.
12063
137164
На единицу продукции
0,026
0,054
Всего т.у.т.
26081
122947
На единицу продукции
0,056
0,048
Сведения о мощности АТЭЦ-1 и характеристики производства
Установленная мощность:
электрическая 145 МВт;
тепловая
1203 МДж
-
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Таблица 5.2. -Характеристика основного оборудования
Наименование
Стационар Маркировка Паропроизводительоборудования
ный
.
ность котла, т/ч мощ(котлы, турбины). номер.
ность турбины, МВт.
Котлы
Энергетические
№8,9,10,11 БКЗ-160,12,13.
100.
Водогрейные
№1,2,3,4,
5,6, 7.
по 160
ПТВМ-100.
100 Гкал/ч
Турбины
№9,10 №8. ПТ-60по 60
90/13. ВРТпо 25
25-2.
Краткая характеристика производства
Алматинская ТЭЦ-1 работает в энергосистеме по тепловому графику в
базовом
режиме.
Вся
электроэнергия
вырабатывается
по
теплофикационному циклу.
Схема поступления городской воды следующая: в общий коллектор
горводы поступает вода по двум трубопроводам диаметром 1000 и 800 мм.
Вода подогревается паром в конденсаторах турбин ст. № 9, 10 и насосами
Сырой воды подается на химводоочистку.
Работа химводоочистки включает три схемы: обессоливание,
конденсатоочистка, подпитка теплосети. Подпитка котлов осуществляется
обессоленной
водой
по
схеме
сокращенного
обессоливания,
3
производительностью 390 м /час.
Конденсатоочистка, производительностью 200 м3/час, служит для
очистки возвращенного конденсата по схеме натрий - катионирования.
Очищенный конденсат поступает в баки обессоленной воды. Обессоленная
вода из баков поступает в деаэратор 1,2 ата.
Для подпитки теплосети производительностью 4800 м 3/час
применяется
схема обработки воды фосфоновыми комплексонами.
В качестве резервной схемы приняты:
а) подкисление серной кислотой, декарбонизация с последующим
натрий - катионированием, производительностью 3200 м 3/час при
включении водогрейных котлов;
б) прямое подкисление серной кислотой, декарбонизация, при
отключенных водогрейных котлах.
Подпиточная вода поступает в вакуумные деаэраторы и насосами
подпиточной воды подается на всас сетевых насосов, которые подают ее
через бойлера в теплосеть.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
В зимний период после бойлеров вода поступает через повысительную
насосную в водогрейные котлы, где догревается до заданной температуры и
подается в город.
Тепловая схема станции выполнена следующим образом. Пар от котлов
ст. № 8-13 типа БКЗ-160-100 (производительностью 160 т/час, давлением
пара 100 кгс/см, температурой перегретого пара 540 0С) поступает в
коллектор 90 ата, откуда направляется на турбины ст. № 8-10.
Турбоагрегат ст. № 8 типа Р-25-90/18 работает в режиме противодавления. Отработанный пар турбины ст. № 8 поступает в коллектор 18 ата.
Турбоагрегаты ст. № 9, 10 типа ПТ-60-90/13 работают с использованием
конденсатора для подогрева городской воды из горводопровода
для
химводоочистки, пар производственных отборов направляется в коллектор
18 ата, теплофикационные отборы используются для подогрева сетевой воды
на собственные нужды. Из коллектора 18 ата пар расходуется на производство, собственные нужды станции и пиковые бойлера.
Приемником сточных вод Алматинской ТЭЦ-1 является хозяйственнобытовая и промливневая канализация.
Хозяйственно - бытовые стоки собираются сетью фекальной
канализации и сбрасываются в городской коллектор. Засоленные стоки ХВО
самотеком сбрасываются в коллектор хозбытовой канализации. Часть стоков
от ХВО-1 поступает на узел нейтрализации, после которого нармативночистые стоки сбрасываются в промливневый коллектор, являющийся общим
с р.Кара-Су. Водоотведение в р.Кара-Су в 1999г. составило 636 тыс.м3.
Нефтесодержащие стоки поступают на очистные сооружения.
Очищенная на установке вода поступает в систему оборотного
водоснабжения ГЗУ.
Аварийный слив сетевой воды, утечки через сальники, вода после
гидроуборки сбрасывается в систему оборотного водоснабжения.
Таблица 5.3. – Наименование оборудования согласно схеме сточных
вод
№ Наименование.
№ Наименование.
1
2
Распределительная
камера.
Нефтеловушка.
17
Насосный бак.
18
Транспортер.
Электропривод.
5
Бак сбора воды после 19
нефтеловушки.
Насосы подпитки воды на 20
флотаторы.
Гидроциклон.
21
6
7
Смеситель флотатора.
Камера грубой очистки.
22
23
Н-с подачи воды на мех. фильтры
Мех. фильтр.
24
Угольный фильтр.
3
4
8- Камеры флотации.
9
Бак рабочего раствора коагулянта.
Бак сбора воды после флотатора.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
10 Камера отстоя.
25
11 Сборная камера.
12 Нефтеприемник.
26
27
Насос перекачки обезмасленной
воды.
Дренажный насос.
Дренажный приямок.
13 Насос дозатор коагулянта. 28
Бак сбора нефтепродуктов.
14 Фильтр-сетка коагулянта. 29
15 Воздушный эжектор.
30
Насос перекачки нефтепродуктов.
Насос перекачки нефтепродуктов
автоцистерну.
16 Насос рециркуляции
Система водоснабжения
Источником водоснабжения Алматинской ТЭЦ-1 является городская
водопроводная вода Талгарского водовода.
Вода от Талгарской насосной двумя насосами (один - резервный) типа
24-МДН производительностью 5000 мз/чac каждый подается на ТЭЦ. Общий
расход горводопроводной воды от Талгарской насосной составляет в среднем
2729,44 м3/час.
Основной поток горводопроводной воды от Талгарской насосной
подается в турбинный цех на охлаждение конденсаторов турбоагрегатов и
газоохладительной генераторной (примерно 3867 м 3/час). Кроме того, в
турбинном и котельном цехах горводопроводная вода используется на
охлаждение
подшипников оборудования. Вода после газоохладителей
генераторов и конденсаторов, подогревается примерно до 35 °С, подается на
повторное использование в качестве исходной воды в химический цех на
ХВО-1 и ХВО-2.
Часть воды из прямого водовода используется на технологические
нужды в котельном цехе, на водогрейной котельной, топливно-транспортном
цехе и во вспомогательных цехах. маслоохладителей турбогенераторов
является, вода циркуляционной системы, которая подпитывается водой из
горводопровода. Охлаждающая вода после маслоохладителей сбрасывается в
систему цирк колодцев, кроме того, на ТЭЦ-1 действует система оборотного
водоснабжения гидрозолоудаления, осветленная вода с золоотвала
возвращается в цикл станции.
АТЭЦ-1 и ее влияние на экологическое состояние города
Алматинская ТЭЦ-1 расположена в центре города и является одним из
основных источников централизованного теплоснабжения промышленности
и жилищно-коммунального сектора. Вся электроэнергия вырабатывается по
теплофикационному циклу.
Оборудование, установленное на ТЭЦ-1, находится в эксплуатации
более 30 лет. Основную долю в годовом балансе топлива – 79,6% (данные
2000года) составляют экологически "грязные" виды топлива: уголь и мазут,
газ используется в основном в летний период. Котлы ТЭЦ оборудованы
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
системами золоочистки, эксплуатационная эффективность которых в 2000
году в среднем по станции составила 97,0%. Газоочистка по другим вредным
веществам не производится. Высота дымовых труб для отвода газов не
превышает 80 м.
С учетом вышеуказанного, ТЭЦ-1 является достаточно весомым
загрязнителем воздушного бассейна города, уровень фонового загрязнения
которого по данным наблюдений Казгидромета в 1988-1990 г. превысил
санитарные нормы по диоксиду азота (1,88 ПДК) и золе (2,3 ПДК). При этом,
вклад ТЭЦ-1 составляет соответственно 17 % и 20%. Фон по этим
ингредиентам,
создаваемый
автотранспортом,
тепло
источниками
предприятий других отраслей промышленности, без учета вклада ТЭЦ-1
характеризуется превышением ПДК по золе (1,56 ПДК) и содержанием
диоксида азота, близким к ПДК (0,96 ПДК), что свидетельствует о
необходимости выработки комплексных мероприятий по оздоровлению
воздушного бассейна.
Установленная тепловая мощность предприятия составляет 1460,728
МВт (126 Гкал/ч).
Производственные показатели АПК ТЭЦ-1 за 2000год:
- выработка электроэнергии
555 304 МВт*ч;
- производство тепловой энергии
2 864 164 МВт*ч (2 462 738
Гкал)
Режим работы станции круглосуточный в четыре смены.
Комплекс ТЭЦ-1 состоит из следующих основных функциональных
систем:
главного корпуса с энергетическими котлами и турбинами, где
вырабатывается электроэнергия, пар для нужд промышленных предприятий
и теплоэнергия в виде горячей (сетевой) воды с температурой до 1000 С;
водогрейной котельной для догрева сетевой воды выше 1000 С,
после нагрева ее в подогревателях главного корпуса;
топливоснабжения твердым, жидким и газообразным топливом;
химводоочистки для подготовки питательной и подпиточной
воды;
трансформирования и выдачи электрической энергии;
золошлакоудаления;
комплекса
насосных
станций,
тепломагистралей
и
аккумуляторных баков для подачи горячей воды в тепломагистрали города;
вспомогательных производств и цехов для обеспечения
производственной деятельности предприятия.
В настоящее время на АПК ТЭЦ-1 находятся в эксплуатации 6
энергетических, 7 водогрейных котлов и 3 турбины для выработки
электроэнергии.
Номинальная паропроизводительность:

6 паровых котлов БКЗ-160-100 (Ст.№8-13) - 160 т/час (каждый),
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Номинальная теплопроизводительность 6 водогрейных котлов ПТВМ100 (Ст.№1-7) - 116,3 МВт/ч. где:

100 Гкал/час - при работе на газе;

75 Гкал/час - при работе на мазуте.
Электрические мощности паровых турбин составляют:

Р 25-90/18 - 1*25 МВт,

ПТ 60-90/13 - 2*60 МВт.
Проектным топливом является:

для энергетических котлов - уголь, газ, мазут;

для водогрейных котлов - газ, мазут.
В летний период работы ТЭЦ используются избытки природного газа.
Количество сожженного топлива с указанием качества топлива приведены в
таблице 6.1
Основным видом топлива для энергетических котлов является
Карагандинский энергоконцентрат, для водогрейных котлов - топочный
мазут. В летний период работы ТЭЦ-1 используются избытки природного
газа. Количество сожженного топлива с указанием качества топлива
приведены в таблице 6.4. Энергетические котлы оборудованы системами
золоочистки: на котлах № 10-11 установлены эмульгаторы, с проектной
степенью золоочистки (фактически в 1999 году 98,7%) и сероочистки-20%,
на остальных котлах мокрые золоуловители с трубой Вентури типа МВВТИ.
Таблица 5.4.
Вид
Израсходов В%,
от Качество сжигаемого топлива
топлива ано в 1998 общего к- Он, ккал/кг. Влажн Зольность, Сера,
г., тыс.тут ва
Ккал/м3
ость, Ар %
Sр%
Wр %
Всего
т.ч.
газ
мазут
уголь
567,108
100
-
-
-
-
115,466
164,138
287,504
20,4
28,9
50,7
8180
9869
5190
8,0
0,03
23,65
0,49
0,5
Таблица 5.5.
N
дымовой Характеристики
Трубы
Н,м
Ду,м
Количество и тип котлов
5
ЗхБКЗ-160-100 СТ.N8-10
ваправававав(((ст.N7(демонт
80,0
4,3
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
6
7
8
80,0
80,0
80.0
4,3
4,3
4,3
4ХПТВМ-100ст. N1-4
ЗхБКЗ-160-100ст. N11-13
ЗхПТВМ-100ст.N5-7
В соответствии с отчетными данными ТЭЦ по форме 2-ТП (воздух)
атмосферу города за год было выброшено вредных веществ (в. в.) всего:
10,3 тыс. т, в т.ч.:
-золы
3,0 тыс.т.
- диоксида серы
3,9. тыс.т.
- диоксида азота
2,4 тыс.т.
- оксида углерода.
0,6 тыс.т.
- оксида азота
0,4 тыс.т.
За эти выбросы в атмосферу АТЭЦ-1 заплатила около 70 млн. тенге.
Расчетные максимальные концентрации в-в (Смах) от ТЭЦ в
приземном слое атмосферы составляют:
- по NО2
- 2,3 ПДК,
-по SO2
-1,79 ПДК,
-по золе
-1,84 ПДК,
-по q N02+ SO2
-4,09.
Представленные величины расчетных концентрации соответствуют
неблагоприятным метеоусловиям и опасной скорости ветра, равной 4,6 м/с,
которая не характерна для города Алматы. В период среднезимней нагрузки
ТЭЦ скорость ветра не превысит 2,0 м/с, следовательно, и ожидаемые
концентрации от ТЭЦ будут отличаться от расчетных и составят 0,6 х Смах,
т.е.
- по NО2
- 0,8 ПДК (или 17% вклада в сущ. фон);
-по SO2
-1,1 ПДК (или 68% вклада в сущ. фон);
-по золе
-1,1 ПДК (или 20% вклада в сущ. фон);
-по q N02+ SO2
-1,9,
что наиболее вероятно отражает вклад ТЭЦ-1 в создание сегодняшнего
уровня загрязнения воздушного бассейна города.
Характеристика топлива на перспективу приведена в следующей
таблице.
Таблица 5.6.-Характеристики топлива на 1999 - 2003 г.г
.Вид топлива Состав топлива
Ар
Sр
Qнр
1
2
3
4
Уголь
24,8
0,64
5200 ккал/кг
Мазут
0,13
0,8
9650 ккал/кг
Газ
81208241
ккал/м3
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5.2.Расчет выбросов и их рассеивание в атмосфере от энергетических
котлов АТЭЦ-1.
1. Твердые частицы.
Количество летучей золы и несгоревшего топлива
Мтв = 0,01 В (аун АР+ qнун *Qрн/32680 * (1-η) =
=0,01*175000 * (0,95 * 25+1,5 * 23250/32680) * (1-0,97) =1302 ч/с,
где А= 25% - зольность топлива на рабочую массу;
qнун= 1,5% - потеря теплоты от механического недожога;
аун = 0,95 - доля частиц, уносимая из топки;
В=В*4=25*7 =175 кг/с = 175000т/c - расход натурального топлива;
Qрн - 23250 кДж/кг - низшая теплота сгорания топлива.
2. Выброс в атмосферу сернистого ангидрида (ч/c)
Мso2 =0,02 * В * SР (1- η'SO2)*(1-η"SO2)=0,02*175000*0,8*(1-0,1)*
*(1-0,015)=2482,2 ч/c,
где η'SO2 = 0,1 % - доля сернистого ангидрида, улавливаемого летучей
золой в газоходах котла, применяется для карагандинского угля;
η"SO2 = 0,015% - доля сернистого ангидрида, улавливаемого в
электрофильтре.
3. Количество выбросов оксидов азота (Nох ч/с)
М Noх = 0,34* 10-7*К*В*Qрн (1-qн/100)* (1 –εr)*β1 * β2 * βз * βr =
=0,34 * 10-7 * 4 * 175000* (1 - 1,5/100)* (1-0)* 0,108*1*1*1 = 173,1 ч/c
D = 160т/ч - номинальный
Dф = 120 т/ч - фактический, где
К = 12 * Dф/ D+200 = 12 * 120/160+200 = 4
- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну
сожженного топлива кг/т;
β1 = 0,178 * 0,47 * Nт = 0,178 * 0,47 * 1,3 = 0,108 - безмерный
коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качество
сжигаемого угля;
β2 = 1 - коэффициент, учитывающий всю конструкцию горелок (для
вихревых (2=1);
βз = 1 - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления (т.к.
шлакоудаление твердое (з = 1).
На котле БКЗ отсутствует рециркуляция воздуха, следовательно, ε1 =0,
ε2 = 1 - коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксида азота при
подаче части воздуха помимо основных горелок, т.к. иной нет, то ε=1.
Выбросы диоксида азота рассеиваются по формуле:
МNO2 = 0,2 х*МNOX = 0,б8 * 173,1 = 138,48
МNO = (1-0,8) * МNOX * МNOX/МNO2 = 0,13 * 173,1 = 22,503
Определение минимальной высоты источника выброса
Н = А * М * ŋn * m * n (ПДК-Сф)3√Vг*Т = 200 * 3296,4 *1*1* 0,8(0,50)3 √148,16 * 120 = 80 м,
В связи с тем, что дымовые трубы
водогрейных котлов не
используются круглогодично, целесообразно вновь смонтированному
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
котлу № 14 работать через них. Для этого от котла № 14 будет
смонтирован газоход до них.
А = 200 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации
атмосферы.
М = МSO2 + 5,88 *MNO2 = 2482,2 + 5,88 * 138,48 = 3296,4 ч/c - мощность
выброса вредных веществ.
Vг = 148,16 - расход газовоздушной смеси на трубу.
F=1 - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания
вредных веществ в атмосферном воздухе.
D - диаметр устья трубы, м
D = (4 * Vг)/(π Wо) = (4 * 148,16) /(3,14 * 30) = 6 м,
где Wо = 30 м/c для ориентировочной высоты, скорость дымовых газов
из трубы;
η =1 - безмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа
местности (η =1 для ровной поверхности)
Cф = 0 - фоновая концентрация вредных веществ, характеризующая
загрязнение атмосферы, создаваемое другими источниками (принимается
ввиду отсутствия данных).
По принятой ориентировочно высоте трубы определяются
безразмерные коэффициенты m и n, учитывающие условия выхода дымовых
газов из трубы.
Значение коэффициентов m и n определяются в зависимости от
параметров ƒ, νm
ƒ= 1000 Wо2 Д / (Н2 ΔТ) = 1000 * 302 x*6/(1802 *120) = 1,39
νm = 0,653√VгΔТ/Н = 3,
При ƒ<100, при νm>2 n = 1, откуда
M =1/(0,67+0,1√ƒ + 0,34 3√ƒ)=1/(0,67+0,1√1,39+0,34 3√1,39) = 0,8
ΔТ=150-30=120 оC -разность между температурой выбрасываемых
дымовых газов и средней максимальной температурой наружного воздуха
наиболее жаркого месяца года.
4.Расчет максимальной концентрации вредных веществ.
Величина максимальной предельной концентрации вредных веществ
См для выброса дымовых газов
См = А * М * F * m * n * η/ (Н2 3√Vт * ΔТ) =
=200* 3296,4 * 0,8/(2012* 3√148,16 * 120) = 0,5 мг/м3
См.тв = А * Мтв * F * m * n * η/( Н2 3√Vт * ΔТ) = 200 * 1303 x*0,8/(2012
* 3√148,16 * 120 ) = 0,19 мг/м3
См SO2= А * М SO2 * F * m * n * η/ (Н2 * 3√Vт * ΔТ) = 200 *2432* 0,8 /
/1050426 = 0,38 мг/м3
См NOх= А * М NOх * F * m * n * η/ Н2 * 3√Vт * ΔТ = 200 *1303*
0,8/1050426 = 0,026 мг/м3
Отсюда видно, что величина концентрации при высоте 180 м не
превышает допустимые
Хm = 5-F/4 * d * H = 5-1/4 x*15,9* 201 = 3196 м,
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
где при (m >2 d=7 * √νm (1+0,28 *3√ƒ)= 7 * 1,73 * (1+0,28 * 1,11)=15,9.
Определение концентрации вредных веществ в
атмосфере по оси
факела выброса на различных расстояниях от дымовой трубы.
При опасной скорости ветра Um предельная концентрация вредных
веществ Ci (мг/м3) на различных расстояниях Х(м) от источника выброса
определяется по формуле
Сi = S1 * Cм, (1)
где S1 - безмерный коэффициент - определяется в зависимости от
отношения Х/Хм и коэффициента F по формулам:
S1 = 3(Х/Хм)4 - 8 (Х/Хм)3 + 6(Х/Хм)2 , (2)
при Х=1000м
Х/Хм = 1000/3196=0,313 мг/м3
S1 = 3 (0,313)4 - 8(0,313)3+ 6(0,313)2 = 0,371 мг/м3,
При Х =3000
Х/Хм = 3000/3196 = 0,94 мг/м3,
S1 = 3,13/0,13 (Х/Хм)2 +1 = 1,13 x 0,13(0,94)2+1 =1,02 мг/м3,
При Х= 4000
Х/Хм = 4000/3196 = 1,25 мг/м3,
S1 = 3,13 * 0,13 * 1,252 +1 = 0,94 мг/м3,
При Х = 6000
Х/Хм = 6000/3196 = 1,88 мг/м3,
S1 = 3,13 * 0,13 * 1,882 +1 = 0,77 мг/м3,
При Х = 8000
Х/Хм = 8000/3196 = 2,5 мг/м3,
S1 = 3,13 * 0,13 * 2,52 +1 = 0,6 мг/м3,
При Х = 10000
Х/Хм = 10000/3196 = 3,12 мг/м3,
S1 = 3,13 * 0,13 * 3,122 +1 = 0,5 мг/м3,
При Х = 12000
Х/Хм = 12000/3196 = 3,75 мг/м3,
S1 = 3,13 * 0,13 * 3,752 +1 = 0,4 мг/м3
По результатам расчетов составим сводную таблицу
Таблица 5.7.
Сi
1000м 3000м 4000м 6000м 8000м 1000м 1200м
2
2
Cso +NO 0,185 0,51
0,47
0,385 0,3
0,25
0,2
Cзол(тв) 0,071 0,194 0,18
0,146 0,114 0,095 0,086
2
СSO
0,141 0,39
0,36
0,29
0,23
0,19
0,152
2
CNO
0,009 0,265 0,02
0,017 0,015 0,013 0,01
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5.3.Расчет шумовой защиты рабочего места машиниста обходчика
мельниц котельного цеха.
Источник шума и расчётная точка находятся в одном закрытом
помещении.
6,0
6,0
6,0
6,0
5,5
2,5
3,0
8,5
34,0
Рисунок 5.2
В мельничном отделении котельного цеха объёмом 6200м3 равномерно
размещены десять единиц оборудования двух различных типов.
Таблица 5.8.Спектры уровней звуковой мощности этих источников
Уровень
звуковой Среднегеометрические
частоты
октавных
мощности источника шума, полос, Гц
Дб
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
Мельница
95 106 110 105 105
103
101 98
Lр1
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Шнек
Lр2
шлакоудаления 94
96
98
100
103
101
97
87
Оборудование установлено на полу, поэтому принимаем для них Ф=2.
Расчётная точка расположена в середине помещения, между оборудованием,
на высоте 1.5м от пола. Кратчайшее расстояние от центра источников до
расчётной точки: r1 =12.35м, r2=6,7м, r3=2,9м, r4=12.5м, r5=6,9м, r6=3,4м.
Максимальный размер любого из рассматриваемых источников не
превышает 1,8 м.
Определим уровни звукового давления в расчётной точке при
одновременной работе всего оборудования и определим защитный материал
рабочего места машиниста обходчика мельниц.
Так как минимальное расстояние от расчётной точки до акустического
центра ближайшего к ней источников rмин =r3=2,9м и 4rмин =11,6м, то общее
количество источников шума, расположенных вблизи расчётной точки, будет
равно m=6. Габаритный наибольший размер рассматриваемого оборудования
l=1,8м, тогда условие 1/2l<ri или 0.9м<2,9м (взято минимальное расстояние)
выполняется
следовательно
площадь
воображаемой
поверхности
2
рассчитывается по формуле S=2πr .
В зоне прямого и отраженного звука октавные уровни звукового
давления определяются по формуле:


100.1LPi iФi 4 n
L  10 lg im1

i 1 100.1LPi , Дб (1), где
Si
B


m = 6шт- количество источников шума, ближайших к расчётной точке;
n = 10шт- общее количество источников шума в помещении;
LРi – октавный уровень звуковой мощности создаваемый i-тым
источником шума, Дб;
В- постоянная помещения определяется по формуле
В=В1000 μ, м2
В1000=V/20=6200/20=310 м2 для помещений с небольшим колличеством
людей;
Таблица 5.9.
Объём
Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц
3
помещения, м
63
125
250
500
1000
2000 4000 8000
μ при V>1000
0,84 0,84
0,92
1,17
1,68
2,68 5
10
Ф –1, фактор направленности звука с равномерным излучением звука;
χ =1 коэффициент учитывающий влияние ближнего акустического
поля, т.к. r/lмакс>2;
ψ=1 Коэффициент учитывающий нарушение диффузности звукового
поля в помещении.
Подставляя имеющиеся данные в формулу (1) производим расчёт,
значения найденных величин сведены в таблицу 5.10.
Таблица 5.10.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Обозначение,
размерность,
формула
1
Lр1, Дб
Lр2, Дб
Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц
63
125
250
500
1000
2000 4000
S2=2πr22
,м2
2
95
94
3,2·1
09
2,5·1
09
283
S3=2πr23
S2=2πr22
,м2
,м2
53
283
53
283
53
283
53
283
53
283
53
283
53
283
53
283
S5=2πr25
S6=2πr26
S5=2πr25
,м2
,м2
,м2
299
73
299
299
73
299
299
73
299
299
73
299
299
73
299
299
73
299
299
73
299
299
73
299
1,1·1
07
1,4·108 3,5·108 1,1·10
1,1·108 7,1·1
07
4,6·1
07
2,2·10
36·108
3,8·1
08
2,5·1
08
1,2·10
1,1·108 7,1·1
07
4,6·1
07
2,2·10
6,7·107 4,4·1
07
1,7·1
07
1,7·10
2,7·108 1,8·1
07
6,9·1
07
6,9·10
6,7·107 4,4·1
07
1,7·1
07
1,7·10
11
1
4,5·1
08
1560
0,002
6
6,5·1
010
1,7·10
1,6·10
1,2·109 7,9·1
08
520
832
0,0077 0,004
8
1
1,6·10 1·101
10
0,1L p1
0,1L p 2
10
I=
II
10 0,1LP1 2
,м
2r22
10 0,1LP1 2
,м
2r32
III
IV
10 0,1LP1 2
,м
2r22
10 0,1LP 2 2
,м
2r52
10 0,1LP 2 2
V
,м
2r62
VI
10 0,1LP 2 2
,м
2r52
I+II+III+
IV+V+VI=
=VII
Вш ,м2
4/Вш
4
110
98
1·1011
5
105
100
3,2·10
6
105
103
3,2·101
7
103
101
2·101
10
0
0
4·109
6,3·109 1·1010
2·1010
283
283
283
283
1,3·1
010
283
8
6·107 7,6·108 1,9·109 6·108
1,1·1
07
1,4·108 3,5·108 1,1·10
8,4·1
06
1,3·107 2,1·107 3,3·10
3,4·1
07
5,5·107 8,6·107 1,4·10
8,4·1
06
1,3·107 2,1·107 3,3·10
8
7
8
7
1,3·1 1,1·109 2,7·109 1·109
08
260
260
286
364
0,015 0,015 0,014 0,011
1,6·1
010
15 10 LP1
3
106
96
4·1010
2·1011
5·1011
1
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
8000
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
8
101
97
1,3·1
010
5·109
9
98
87
6,3·10
283
283
9
5·108
7
8
7
6
6
6
8
3120
0,0013
3,2·10
10
Лист
2·1010
1,3·1
010
2,9·1
010
15 10 LP 2
15 10 LP1 +
15 10 LP 2
3,2·101 5·1010
1·1011
0
4/Вш( 15 10 L +
+ 15 10 L )=VI 4,4·1
08
II
VII+ VIII
5,7·1
08
L=10 lg(VII+ 87,8
VIII), Дб
ΔLтр=Li14.8
Lдоп+10 lg n
2,2·101 5,3·101 2,1·10
2,6·101
1
1
1
11
6,5·1
010
2,6·1
011
2,5·1
010
9·101
2,5·10
0
10
8,2·1
08
2,3·1
08
4,6·10
6,8·1
08
88,3
2,2·10
43.3
44.3
9
3,5·10
P1
3,3·109 7,4·109 2,3·10
P2
2·109
9
4,4·109 1·1010
96,4
100
95,2
3,2·109 1,6·1
09
95,1
92
33.4
42
42.2
45.1
3,3·10
9
45
7
8
83,3
Выберем материал для защиты от шума рабочего места машиниста
обхадчика мельниц. Рабочее место представляет собой помещение
2.2х1.8х2.5м с глухими стенами, в нём имеется телефон для речевой связи.
Допустимым уровнем звукового давления и звука на рабочих местах (для
широкополосного шума) составляет:
Таблица 5.11.
Рабочее место
Уровень звукового давления, Дб, в октавных полосах со
среднегеометрическими частотами, Гц
63 125
250
500
1000 2000 4000 8000
Кабина
наблюдения
с 83 74
68
63
60
57
55
54
речевой связью
ии в кг
Показател
ь
звукоизол
я-ции Ев в
Дб
Две
гипсошлакобетонные
панели
толщ.80мм и
возд.
прослойкой
40мм
Конструкц
ия
ограждени
Толщина
я
конструкц
ии
Вес кв.м
мм
вконструкц
По значению ΔLтр выберем материал для строительства рабочего места
удовлетворяющий требований по шумоизоляции
Таблица 5.12.
Звукоизолирующая способность
на частотах в Дб
125 250 500 1000 2000 4000 800
0
200
260
-2
38
43
44
52
58
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
55
55
Лист
6.Повышение эффективности работ основного оборудования АлЭС
ТЭЦ-1 выбором программно технических средств АСУ ТП станции.
Используя данные полученные в предыдущих главах рассмотрим как
внедрение АСУ ТП в один из теплоэнергетических процессов скажется в
экономическом плане на себестоимость отпуска энергии.
Для этого произведем экономический расчет станции без
использования АСУ ТП и с использованием его.
Исходные данные АлЭС ТЭЦ-1:
 годовой объём выработки электрической энергии Эв=440млн.кВтч;
 годовой объем выработки тепловой энергии Qв =1600 тыс.Гкал;
 топливо – Карагандинский уголь;
 низшая теплота сгорания Qнр=5300ккал/кг;
 цена топлива Цт=3000тг/тнт;
 число часов установленной мощности Тм=3035 часов;
 установленная электрическая мощность ТЭЦ-1 Nу=145МВт;
 расход электроэнергии на собственные нужды станции Эсн=9% ;
 расход тепла на собственные нужды Qсн=0.7%
 растояние от Карагандинского бассеина до ТЭЦ-1;
 удельный расход топлива на выработку 1 квт*ч электроэнергии
bэ=400(гут/кВтч);
 удельный расход топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии
bт=200(кгут/Гкал).
Расчет годового отпуска энергии ТЭЦ-1
Отпуск электрической энергии:
Эот = Эв∙ (1 - Эсн)=440∙(1-0,09)=400,4 млн. кВтч,
Отпуск тепловой энергии:
Qoт = Qв ∙ (I - Qсн)=1600∙(1-0,007)=1588,8 тыс. Гкал
Расчет затрат на топливо
Годовой расход топлива на выработку электрической энергии:
Вэ = Эв∙bэ=440∙400=176 тыс. тут
Годовой расход топлива на выработку тепловой энергии:
Bт =Qв∙bт=1600*200=320 тыс. тут.
Общий расход топлива на ТЭЦ:
Ву= Вэ+Bт=176+320=496 тыс. тут
Расход натурального топлива:
Вн = By:Кп=496:0,757=655,09 тыс. тут.
Затраты на транспорт 1 тнт твердого топлива определяются:
Цтр=R∙1,3=1100∙1,3=1430 тенге/тнт.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Составляющая затрат на топливо определяется:
Ит = Вн∙ (Цт + Цтр)=655,09∙(3000+1430)=2 902,07 млн. тенге.
Расчет КПД использования топлива
КПД использования топлива, с учетом расхода электроэнергии на
собственные нужды
КПДэ=123 :bэ∙ 100%=123:400∙100%=30,75%
КПД использования топлива, с учетом расхода тепла на собственные
нужды
КПДт=143 :bт∙100%=143:200∙100%=71,50%
КПД использования топлива станцией будет
КПД 
0,86  Эот  Qоо
0,86  400.4  1588.8
 100% 
 55,7%
7  Ву
7  496
Расчет затрат на воду
Вода является одной из главных составляющих ТЭЦ. Она присутствует
почти во всех процессах станции. Является рабочей средой в блоке котелтурбина, используется для охлаждения пара в конденсаторах, охлаждения
генераторов и трансформаторов, а так же для восполнения потерь систем
теплофикации.
Зв =Эв∙1,8=440∙1,8=792 млн. тенге.
Расчет затрат на заработную плату
Для определения затрат на заработную плату персонала на ТЭЦ-1,
занятого на производстве и его обслуживании, необходимо знать его
численность.
Количество всего персонала определяют через штатный коэффициент,
показывающий, какое количество персонала приходится на 1 МВт
установленной электрической мощности станции
Ny=145 МВт.
Численность персонала станции
ЧП=Кш ∙Ny=1,7∙145=246,5 чел.
Где Кш – штатный коэффициент зависящий от мощности ТЭЦ. Для
ТЭЦ мощность меньше 500МВТ он будет в пределах 1,6-1.8 чел/МВт.
Расчет суммарного фонда заработной платы
Суммарный фонд заработной платы вычесляется по формуле
Изп = Изпо + Изпд + Изпн , где
Изпо – основная заработная плата, включающая в себя зароботную
плату персонала занятого в технологическом процессе производства энергии
а так же премии, доплаты за праздничные дни и др.
Изпд – дополнительная заработная плата, оплата очередных и
дополнительных отпусков за время выполнения государственных
обязанностей.
Изпн – начисления на заработную плату, отчисления на социальный
налог и начисления в ЕНПФ.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Среднегодовая зароботная плата одного сотрудника равна 900тыс.
тенге.
Расчет основной заработной платы
Изпо=900*246,5=221,85 млн.тенге ;
Расчет дополнительной заработной платы
Изпд=221,85*0,1=2,22млн.тенге;
Расчет начислений на заработную плату
Изпн=(221,85+2,22)∙0,21=47,05млн.тенге.
Определение суммарного фонда заработной платы
Изп = Изпо + Изпд + Изпн=221,85+2,22+47,05=643,2млн.тенге.
Расчет амортизационных отчислений
Амортизационные отчисления
— это денежные средства,
предназначенные для возмещения износа предметов, относящихся к
основным средствам предприятия (основным фондам). Амортизационные
отчисления распределяются на полное и частичное восстановление
(капитальный ремонт)[11].
Для нашей ТЭЦ показатель удельных капитальных вложений будет
равен 2050$ США.
Капитальные вложения для ТЭЦ-1 при курсе доллара США 183 тенге
будут равны
К = Куд∙Ny= 2050∙183∙145∙1000=54 396,75 млн. тенге.
Амортизационные отчисления
Иао = 0,055∙К=0,055∙54 396,75=2 991,82 млн. тенге.
Расчет затрат на проведение текущего ремонта
Он определяется как сумма затрат на проведение текущего ремонта и
затрат на технический осмотр и на содержание оборудования в рабочем
состоянии
Ирем = 0,15 * Иао=0,15*2991,82=448,77 млн. тенге.
Расчет платы за выбросы
Сжигание топлива на ТЭЦ связано с образованием продуктов сгорания,
содержащих летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива,
сернистый и серный ангидрид, оксиды азота и газообразные продукты
неполного сгорания, а при сжигании мазута, кроме того, соединения ванадия,
соли натрия, кокс и частицы сажи. В золе некоторых топлив имеется
мышьяк, свободный диоксид кремния, свободный оксид кальция и др. При
сжигании газа в дымовых выбросах также содержится оксид серы, а
содержание оксидов азота не меньше, чем при сжигании угля [12].
Для Карагандинского угля величина платы за выбросы составляет 130
тенге за тнт.
Ивыб = 130∙Вн=130∙655,09=85,16 млн. тенге.
Расчет общестанционных и цеховых расходов
Иобщ=0,2∙(Иао+Изп+Итр)=0,2∙(2 991,82+271,12 +448,77)=742,34 млн.тенге
Расчет себестоимости отпуска энергии
Таблица 1 – составляющие затрат на производство энергии на ТЭЦ-1
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Состовляющие затрат
Иэ,
эл. Ит,
И, всего,
энергия,
тепло,
млн. тг
млн.тг.
млн.тг.
Топливо, Ит
2 902,07
1 029,77
1 872,30
Вода, Ив
792,00
281,03
510,97
Фонд заработной платы, Изп
271,12
96,20
174,92
Амортизационные
отчисления, Иао
Ремонт, Ир
2 991,82
1 061,61
1 930,21
448,77
159,24
289,53
Общестанционные, Иоб
742,34
263,41
478,93
Плата за выбросы, Ивыб
85,16
30,22
54,94
Итого затрат
8 233,29
2 921,49
5 311,80
Себестоимость отпуска электрической энергии
Sэ=(Ит+Ив+Изп+Иао+Ир+Иоб+Ивыб)/Эот=2921,49/400,4=7,3 тенге/кВтч
Себестоимость
отпуска
тепловой
энергии
Sт=(Ит+Ив+Изп+Иао+Ир+Иоб+Ивыб)/Qот=5311,80/1588,8=3343,3 тенге /Гкал
Расчет экономической эффективности после внедрения АСУ ТП
шаровых мельниц ШБМ 287/410 котлоагрегата БКЗ 160–100 ПТ.
Трудоемкие процессы, связанные с производством и распределением
тепловой и электрической энергии на современных ТЭС, в основном
механизированы. Цель человека состоит в том, чтобы управлять этими
процессами, т.е. по средствам измерительных приборов вести контроль за
ними.
Однако механизация круглосуточно работающего энергетического
оборудования не избавляет человека от утомительного и однообразного
труда по управлению основными и вспомогательными установками ТЭС, а
что самое главное, не гарантирует их надежной и экономичной работы даже
при высокой квалификации эксплуатационного персонала[1].
Это обусловило внедрение Автоматизации в теплоэнергетические
процессы.
В данном случае внедрение АСУ ТП шаровых мельниц ШБМ 287/410
котлоагрегата БКЗ 160-100 ПТ позволит оптимизировать данный процесс,
что уменьшит общий расход топлива на 1,5%.
Общий расход топлива на ТЭЦ будет равен:
Ву= Вэ+Bт=173,36+315.2= 488,56 тыс. тут
Расход натурального топлива измениться до:
Вн = By/Кп=488,56:0,757=645,27 тыс. тут.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Затраты на транспорт 1 тнт твердого топлива определяются:
Цтр=R∙1,3=1100∙1,3=1430 тенге/тнт.
Составляющая затрат на топливо определяется:
Ит = Вн∙ (Цт + Цтр)= 645,27∙(3000+1430)= 2 858,54 млн. тенге.
Расчет платы за выбросы
Для Карагандинского угля величина платы за выбросы составляет 130
тенге за тнт.
Ивыб = 130∙Вн=130∙645,27=83,88483 млн. тенге.
Расчет себестоимости отпуска энергии
Таблица 1 – составляющие затрат на производство энергии на ТЭЦ-1
Состовляющие затрат
Иэ,
эл. Ит,
И, всего,
энергия,
тепло,
млн. тг
млн.тг.
млн.тг.
Топливо, Ит
2 858,54
1 014,32
1 844,22
Вода, Ив
792,00
281,03
510,97
Фонд заработной платы, Изп
271,12
96,20
174,92
Амортизационные
отчисления, Иао
Ремонт, Ир
2 991,82
1 061,61
1 930,21
448,77
159,24
289,53
Общестанционные, Иоб
742,34
263,41
478,93
Плата за выбросы, Ивыб
83,88
29,77
54,12
Итого затрат
8 188,48
2 905,59
5 282,89
Себестоимость отпуска электрической энергии после внедрения
Sэ=(Ит+Ив+Изп+Иао+Ир+Иоб+Ивыб)/Эот=2 905,59/400,4=7,25 тенге/кВтч
Себестоимость
отпуска
тепловой
энергии
после
внедрения
Sт=(Ит+Ив+Изп+Иао+Ир+Иоб+Ивыб)/Qот=5 282,89/1588,8=3325,08 тенге /Гкал
Выводы
Внедрение АСУ ТП шаровых мельниц в экономическом плане
отражается на уменьшении расхода топлива, который является одним из
главных факторов на изменении себестоимости отпуска тепловой и
энергетической энергии. Если до внедрения себестоимость отпуска тепловой
и электрической энергии соответственно были равны Sэ = 7,3 тенге/кВтч; Sт
=3343,3 тенге /Гкал, то после внедрения она уменьшиться до Sэ=7,25
тенге/кВтч; Sт=3325,08 тенге /Гкал.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Заключение
Управление и контроль над всеми процессами осуществляется с
групповых щитов управления.
Автоматизированная система управления обеспечивает выполнение
следующих функций:
 контроль за протеканием процессов, режимов работы и состоянием
оборудования;
 оптимальное управление оборудованием во всех режимах его
работы
 автоматическое регулирование технологических параметров во всем
диапазоне регулируемых нагрузок, а также основных процессов при пуске и
останове оборудования;
 сигнализацию об отклонениях параметров за допустимые пределы и
о нарушении работы отдельных агрегатов и устройств;
 защиту оборудования от повреждений при возникновении
аварийных состояний;
 сбор и обработку необходимой информации для определения
технико-экономических и статических показателей работы блока.
Ежедневно АлЭС ТЭЦ-1 работает по неравномерному графику
тепловой и электрической нагрузок. Это приводит к ежеминутному
регулированию нагрузок в блоках котел-турбина-генератор. Для того чтобы
оптимизировать данный процесс, более эффективно использовать
автоматическое регулирование. Изменение потребления электрической и
тепловой энергии главным образом отображается на расходе пара на
турбину, в которую этот пар поступает из котла. Таким образом, при
регулировании котлоагрегата можно добиться наиболее быстрому
приведению в соответствие суммарной выработки электроэнергии и тепла и
их суммарному потреблению. А это в свою очередь отразится на уменьшении
общего расхода топлива на ТЭЦ.
Из этого всего вытекает необходимость модернизации АСУ ТП
котлоагрегата АлЭС ТЭЦ-1, которая затронет систему пылеприготовления,
т.е. ее реконструкцию с установлением измерительных приборов, датчиков и
регуляторов.
Автоматическая система управления на АлЭС ТЭЦ существует в виде
автоматизированной системы контроля и учета энергоносителей, т.е. в виде
контрольно измерительных приборов связанных с устройствами сбора
данных которые в свою очередь передают эти данные в специализированный
вычислительный комплекс, расположенный в диспетчерской.
Рекомендуем в качестве внедрения АСУ ТП в тепловой процесс БКЗ
160-100 на примере ТОО «AЭС Согринская ТЭЦ», г. Усть-Каменогорск, где
основными функциями АСУ ТП являются:

автоматическое поддержание уровня воды в барабане;

автоматическое регулирование тепловой нагрузки;
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист


автоматическое регулирование температуры перегретого пара;
система противоаварийных защит (для АСУ ТП котлоагрегата ст.
№3);
представление технологической информации на экранах мониторов
в виде мнемосхем с различной степенью детализации;

архивирование технологических переменных процесса;

сигнализация и регистрация сообщений о превышении аварийных,
предупредительных и технологических границ;

диагностика работоспособности системы.
А так же в качестве АСУ ТП шаровых мельниц ШБМ 287/410
котлоагрегата БКЗ 160–100 ПТ
Использование АСУ ТП шаровых мельниц напрямую зависит от
параметров их технологического процесса, т.е. от температуры воздуха за
воздухоподогревателем, расхода воздуха, пара, расхода топлива, давления
перегретого пара и т.д. Изменение любого из этих параметров сильно
сказывается на работе всего теплоэнергетического процесса станции.
Поэтому автоматическое регулирование данных параметров играет важную
роль в тепловой схеме всей АлЭС ТЭЦ-1.
Величина регулируемого параметра изменяется с помощью
чувствительного элемента и сравнивается в регуляторе с заданным
значением, которое вырабатывается задающим устройством и вводится в
систему в виде управляющего воздействия.
При отклонении регулируемой величины от заданного значения на
входе регулятора появляется сигнал рассогласования. На выходе регулятора в
этом случае вырабатывается сигнал, определяющий регулирующее
воздействие на объект через регулирующий орган и направленный на
уменьшение рассогласования. Регулятор воздействует на объект до тех пор,
пока регулируемая величина не сравняется с заданным значением, которое
может быть постоянным или меняться в зависимости от нагрузки.
Внедрение АСУ ТП шаровых мельниц в экономическом плане
отражается на уменьшении расхода топлива, который является одним из
главных факторов на изменении себестоимости отпуска тепловой и
энергетической энергии. Если до внедрения себестоимость отпуска тепловой
и электрической энергии соответственно были равны Sэ = 7,3 тенге/кВтч; Sт
=3343,3 тенге /Гкал, то после внедрения она уменьшиться до Sэ=7,25
тенге/кВтч; Sт=3325,08 тенге /Гкал.

Список литературы
1. Автоматизация технологических процессов и производств в
теплоэнергетике: учебник для студентов вузов / Г.П. Плетнев. – 4-е изд.,
стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2007. – 352 с., ил.
2. Закон об энергосбережении РК.
3. Техническая документация об АлЭС ТЭЦ-1.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: П 81 Справочник /
Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина – 2е изд., перераб. –
Энергоатомиздат, 1991. – 588 с.: ил. – (теплоэнергетика и теплотехника; Кн.
4).
5. Автоматизация крупных тепловых электростанций. Под ред. М. П.
Шальмана. М., “Энергия”, 1974.
6. НД
7. http://eks.kz/projects/texnicheskoe-soprovozhdenie-sistemy-uchetateplovoj-energii.html
8. http://oscada.org/ru/novosti/odinochnaja-stranica/article/acs-tp-of-theball-mills-shbm-287410-of-the-boiler-bkz-160-100-pt/
9. http://www.sinetic.kz/ru/projects1_7.htm
10. http://www.krug2000.ru/decisions/solutions_energy/1342.html
11. http://goldinvestor.ru/amortizacionnye-otchisleniya
12. http://www.ipages.ru/index.php?ref_item_id=2630&ref_dl=1
Приложение А
Программный продукт Excel «Тепловой расчет системы ПП»
Название
Обозначение
Паропроизводительность
Д
Давление
перегретого пара
Рпе
Температура
перегретого пара
tпе
Температура
питательной воды
tпв
Расход топлива на
котел
Коэффициент
избытка воздуха в
топке
Температура
горячего воздуха за
воздухоподогревателем
Единица
измерения
т/ч
160
-
11
о
-
540
о
-
215
С
С
т/ч

-
о
tгв
Расчет
-
МПа
Вк
Расчетная формула
С
ұұ hвт
ұ )
Д (hпе - hпв )  Д вт (hвт
Q pph к
17,75413
-
1,2
-
340
Расход топлива на котел
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Наименование
Паропроизводительность котла
по первому пару
Буквенное
обозначение
Единица
величины
Расчетная
величина
Дпе
т/ч
Энтальпия перегретого пара
hпе
кДж/кг
3464,9
Энтальпия питательной воды
hпв
кДж/кг
921,5
Двт
т/ч
h'вт
кДж/кг
2750
h''вт
кДж/кг
2860
кДж/кг
-
22270
0,98
Паропроизводительность котла
по вторичному пару
Энтальпия вторично
перегреваемого пара на входе в
промежуточный
пароперегреватель
Энтальпия вторично
перегреваемого пара на выходе
из промежуточного
пароперегревателя
р
Располагаемое тепло топлива
КПД котлоагрегата
Q р=Q
h
р
н
152
8
Характеристики топлива
Месторождение и
марка угля
Обозначени
е
Название
Единица
измерения
Расчет
Теплота сгорания
топлива
Q
Рабочая влажность
W
р
%
6,5
Влажность пыли
W
пл
%
2
Гигроскопическая
влажность
W
ги
%
2
Максимальная
влажность
W
макс
%
25
Доля влаги, снятой
в устройстве для
нисходящей сушки
и трубы-сушилки
а
-
Влажность топлива
перед мельницей
W м'
%
Средняя влажность
топлива в мельнице
W
ср
%
р
кДж/кг
н
22270
W р (100 - W пл ) - 100(W р - W пл )а
(100 - W пл ) - (W р -W пл )а
4,30287
2
пл
(W м'+3*W )/4
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
0,5
2,57571
8
Лист
Выход летучих
веществ
Коэффициент
размолоспособност
и
V
г
%
-
28
kло
-
-
1,4
Тонкость пыли
R90
%
-
21
Теоретически
необходимое
количество воздуха
V
о
м /кг
3
-
6,08E27
Крупность
дробления угля
R5
%
-
5
Количество
испаренной влаги
W
р
кг/кг
пл
0,04591
8
пл
(W -W )/(100-W )
пл
%
-
1,19
с
%
-
26
Зольность пыли
А
Зольность топлива
на сухую массу
А
Теплота сгорания
горючей массы
топлива
Qн
г
ккал/кг
Расчетная
величина
Принимаема
я величина
Внимание!
5320
Размольная производительность мельницы
Исходные данные
Название
Количество
мельниц (при
прямом
вдувании)
Результаты
Обознач
ение
Значе
ние
Zм
4
Примечани
е
"Выбор
мельниц''
Наименование
Производительн
ость мельниц
(при прямом
вдувании), т/ч
Обозначение
Вр
Значение
4,734434843
Выбор типа мельницы
Коэффициен
т
размолоспос
обности,Кло
Топливо
Антрацит и
полуантрацит
Каменный
уголь
Продукты
обогащения
(многозольные)
<1
<=1,1
Выход
летучих
веществ,VГ,%
Нет
ограничений
Нет
ограничений
То же
>1,2
Нет
ограничений
Нет
ограничений
Каменный
2)
уголь
>1,1
>1,1
24>Vг>12
35>VГ>24
1)
<=1,2
Производит
ель-ность
котла,Д,т/ч
Рекомендуемый тип
мельницы
Заменяющий тип
мельницы
>=20
ШБМ
-
4-7
>=20
ШБМ
-
10-25
>=20
ШБМ
-
15-25
>=20
ШБМ
>=12
>=12
СМ2)
СМ
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
ММ
ШБМ,
ММ
ММ
Тонкость
пыли,R90,
%
15-25
8-14
15-25
Лист
>1,1
>=35
>=12
СМ
ММ
25-30
Нет
Бурые угли с
<4
ограничений
>=12
ММ
МВ
60
приведенной
влажностью,%к
Нет
г/МДж
>4
ограничений
>=12
МВ
ММ
Сланцы и
фрезерный
Нет
торф
ограничений
>=12
ММ
МВ
60
1)
для углей и продуктов обогащения с Sрк>=6% применяется только ШБМ
2)
для углей с A>30% применять не рекомендуется во избежании быстрого износа мелющих органов
Тепловой расчет системы пылеприготовления.
Название
Температура воздуха за
воздухоподогревателем
Обозначение
Единица
измерения
"
Расчет
Примечание
t взп
о
340
Температура горячего
воздуха перед
нисходящей сушкой
tг.в.
о
330
Температура холодного
воздуха
tх.в.
Температура
отработавшего
сушильного агента в
конце установки (перед
мельничным
вентилятором)
t2
Температура
отработавшего
сушильного агента за
мельницей
t''м
Температура сырого
топплива
tтл
С
С
о
С
30
о
100
С
110
С
о
о
С
0
Таблица 8
t"взп-10
Принимаем
Рис.4.
t2+10
Принимаем
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Средняя температура
топлива в установке
t
Теплоемкость горячего
воздуха перед
нисходящей сушкой
сг.в.
ккал/(кг*град)
0,244
По номограмме 1 при
tг.в.
сх.в.
ккал/(кг*град)
0,24
По номограмме 1 при
tх.в.
с2
ккал/(кг*град)
0,241
По номограмме 1 при
t2
ккал/(кг*град)
0,245
Таблица 7 при t
Теплоемкость
холодного воздуха
Теплоемкость
отработавшего
сушильного агента в
конце установки
Теплоемкость сухого
о
топлива при t, С
о
С
с
с
тл
50
(t2+ tтл)/2
Количество испаренной
влаги
W
кг/кг
Коэффициент присоса
Кпрс
-
0,2
Таблица 1,2
-
0,6
Таблица 3
15
Таблица 9,9а.
р
0,045918
Коэффициент,
учитывающий долю
энергии, превращаемую
в тепло в процессе
размола
Кмех
Часовая потеря тепла в
окружающую среду
Q5
ккал/час
Удельный вес смеси из
горячего воздуха,
рециркулирующего
агента и присоса
о
кг/нм
3
пл
пл
(W -W )/(100-W )
Предварительно
задаемся
1,28
Тепловой расчет СМ
Название
Обозначение
Диаметр стола
D
Единиц
а
измере
ния
м
Расчет
Примечание
1,05
См. табл.правее
5.9 D 3 K ло П вл1 П вл2 К эк
Максимальная
производительность СМ
Вмакс
т/ч
4,55619
7308
Требуемая производительность
(номинальная )
В
т/ч
6
Расход воздуха вместе с
присосом (без испаренной влаги
топлива)
GВ
кг/кг
Коэффициент зависящий от
диаметра стола
а
Мощность потребляемая
мельницей, при
производительности Вмакс
Nрзм
кВт
П др ln
См. табл.правее
10800
1,8*1000*Вн
99,25
115-15*D
68,9365
6875
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
100
R90
0,6*a*D
3
Лист
Фактически затрачиваемая
мощность
N'рзм
кВт
81,8021
6661
Удельный расход
электроэнергии на размол
топлива при фактически
затрачиваемой мощности
Э'рзм
кВт*ч/т
11,4894
2813
Приход тепла
Количество влажного
сушильного агента на 1 кг
сырого топлива
Физическое тепло
сушильного агента
Тепло, выделяющееся в
результате работы
мелющих органов
Физическое тепло
присосанного холодного
воздуха
g1
N'рзм рассчитывается,
если при подборе
типоразмера
мельницы требуемая
производительность
будет меньше
максимальной
N/B
Gв
(1  К прс ) В р
кг/кг
1500
qс.а.
ккал/кг
118800
g1*cс.а.*t1
qмех.
ккал/кг
5,928544913
0.86*Кмех*Эрзм
qпрс
ккал/кг
2160
Кпрс*g1*сх.в.*tх.в.
Расход тепла
Тепло,
затрачиваемое на
испарение влаги
Тепло, уносимое
отработавшим
сушильным агентом
Тепло,
затрачиваемое на
подогрев топлива
Потеря тепла в
окружающую среду
Вспомогательная
величина
qисп
ккал/кг
35375,5102
W * (595  0.47 * t 2 - t тл )
(1  К прс ) * g1 * c 2 * t 2
q2
ккал/кг
43380
qтл
ккал/кг
24815,66327
q5
ккал/кг
0,003168277
сс.а.*t1
ккал/кг
79,2
ккал/(кг*град)
0,24
Теплоемкость
сушильного агента
сс.а.
Температура
сушильного агента
t1
о
С
(100 - W р )
W пл
с
* (с тл

) * (t 2 - t тл )
100
100 - W пл
Q5/(1000*Вр)
330
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
-
Лист
Сведение баланса
q
ккал/кг
17394,75191
q=qс.а.+qмех+qпрс-qисп-q2-qтл-q5
(qс.а.  q мех  qпрс ) - (qисп  q2  qтл  q5 )
Погрешность расчета

%
7,746938704
(qс.а.  q мех  qпрс )  (qисп  q2  qтл  q5 )
Определение сушильной производительности
мельницы
Количество влажного
воздуха
Количество влажного
сушильного агента в
конце установки
Сушильная
производительность
мельницы
3
Vвл.см
м /кг
3
V2
м /ч
Вс
1921,437923
11528627,54
т/ч
6
 1  К прс
W  273  t 2

g1 
 
0.804  273
оb

1000 * Vвл.см. * В р
V2
1000 *Vвл.см.
Приложение Б
Контрольно измерительные приборы
ПЕРВИЧНЫЕ ПРИБОРЫ (ДАТЧИКИ)
Для измерения температуры перегретого пара высокого давления
широко применяютсяк термопары ТХА-081, а для воды — термометры и
сопротивления ТСП-251 и ТСП-50-7-1Б. Для вторично перегретого пара
применяются термопары ТХА-284 и ТХА-015Б.
Измерение расхода пара и воды осуществляется сужающими
устройствами и дифференциальными манометрами. С внедрением на ТЭС
пара закритического давления и высоких температур перегрева в качестве
сужающих устройств на турбопроводах высокого давления стали применять
типовые вварные сопла и диафрагмы, выбираемые по нормалям
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
*1
Белгородского котельного завода (БКЗ). Отсутствие тяжеловесных камер и
фланцев намного облегчило изготовление трубопроводов высокого давления.
При этом, однако, стала невозможной своевременная ревизия сужающих
устройств без вырезки их изтрубопроводов.
В качестве приборов, измеряющих перепадна сужающем устройстве,
применяются дифманометры ДМ, невзаимозаменяемые и взаимозаменяемые,
с дифференциально-трансформаторной системой завода «Манометр», а
также дифманометры с сигналом 0—5; 0—20 мАпостоянного тока завода
«Манометр» и Рязанского завода.
Невзаимозаменяемые дифманометры — ДМ предназначены для
преобразования измеряемой величины перепада давления в электрический
сигнал, передаваемый на вторичный прибор дифференциальнотрансформаторной системы. Основная допустимая погрешность комплекта
1,6%, предельное рабочее давление 63, 250 и 630 кгс/см2. Наиболее
употребительные номинальные перепады давлений для пара и для воды
высокого давления0,4; 0,63; 1,0; 1,6 и 2,5 кгс/см2.
Дифманометры
взаимозаменяемые
комплектуются
с
взаимозаменяемыми дифференциально-трансформаторными вторичными
приборами КСД и машинами централизованногоконтроля МЦК на те же
предельные давленияи перепады, что и невзаимозаменяемые. Классточности
1 и 1,5.
Дифманометры с выходным сигналом 0—5; 0—20 мА постоянного
тока с силовой компенсацией могут комплектоваться со вторичными
приборами КС, АСК и миллиамперметрами завода ЗИП (г. Краснодар). Эти
приборы имеют класс точности 0,6 и 1,0.
Для измерения расхода пара и воды низкого давления, а также расхода
топочного газа и мазута применяются сужающие устройства (для мазута —
«четверть круга») и дифманометры на соответствующий перепад и давление.
Для измерения давления применяются технические манометры,
вакуумметры, контактные манометры, тягонапоромеры прямого действия, а
для дистанционной передачи показаний
— манометры МЭД
соответствующих модификаций. Характеристики датчиков ГСП с выходным
сигналом 0—5 и 0—20 мА приведены в таб. 3-2.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Для получения стандартного сигнала от общепромышленных датчиков
в измерительный комплект вводятся промежуточное звено — нормирующий
преобразователь, преобразующий сигнал термопары, термометра сопротивления или дифференциально-трансформаторного датчика в стандартный
сигнал постоянного тока 0—5 мА,
В
таблице
3-3
приведены
характеристики
нормирующих
преобразователей, выпускаемых Чебоксарским заводом электрических
исполнительных механизмов (ЧЗЭИМ). Их габариты по вырезу в щите
114X158 мм.
ВТОРИЧНЫЕ ПРИБОРЫ
На тепловых электростанциях большое распространение получили
автоматические электронные приборы. По назначению они делятся на
приборы для измерения температуры (потенциометры, уравновешенные
мосты переменного тока), давления, расхода уровня и перепада давления
(дифференциально-трансформаторные), а также приборы для измерения
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
солесодержания, содержания кислорода и различных механических величин
(вибрации, перемещения и т. п.).
По габаритам эти приборы составляют две группы— малогабаритные
(размер по фланцу 287х330 мм) и миниатюрные. К первой группе относятся
показывающие самопишущие приборы, включая и многоточечные (3, 6 и 12
точек) с шириной диаграммной ленты 160 мм. Ко второй группе относятся
показывающие (170Х X 170 мм) и одноточечные показывающие
самопишущие приборы с шириной диаграммной ленты 100 мм (186 X 186
мм). Приборы имеют контактную систему для сигнализации. Отдельные
модификации многоточечных потенциометров и мостов обеспечиваются
выходом сигнализации каждой точки. Малогабаритные приборы ПП, ППР,
ПСР, МП, МПР, МСР, ДП, ДПР, ДСР и миниатюрные ПСМ, АСМР, МСМ,
MGMP, ДОМ, ДСМР выпускаются в большом количестве модификаций.
Однако для целей контроля на ТЭС применяются главным образом приборы,
приведенные в табл. 3-4. Широко применяется, особенно для целей защиты,
также показывающий прибор ВМД (размер по фланцу 115X115 мм),
имеющий достаточно надежную контактную систему. Прибор имеет
круговую шкалу 270° и устанавливается на приставках пульта.
В настоящее время начат выпуск вторичных приборов серии КС,
которые в ближайшие годы должны полностью заменить приборы,
указанные в табл. 3-4. Эти приборы отличаются повышенной точностью,
большой надежностью и лучшим внешним оформлением. Приборы КС,
которые найдут применение в энергетике, можно разделить на три группы:
миниатюрные — размером по фланцу 160Х Х200 мм, малогабаритные —
240X320 мм и крупногабаритные 400X400 мм.
Миниатюрные приборы КС-1 — автоматические электронные,
показывающие и самопишущие потенциометры (КСП1), уравновешенные
мосты переменного тока (КСМ1), миллиамперметры и вольтметры (КСУ1) —
предназначены для работы в комплекте с датчиками сигнала 0—5, 0—20 мА
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
и 0—10 В постоянного тока и показывающими приборами (соответственно
КП1, КПП1, КПМ1, КПУ1). Малогабаритные приборы КС-2, в том числе
многоточечные, служат для измерений, записи и сигнализации различных
теплотехнических и электрических величин и выпускаются для работы в
комплекте с термопарами (КСП-2), термометрами сопротивления (КСМ-2),
датчиками с унифицированным выходным сигналом (КСУ-2) и
дифференциально-трансформаторными датчиками (КСД-2). Приборы КСУ
имеют те же модификации, что и предыдущие типы. Отличительной
особенностью прибора КС-4 является складывающаяся диаграмма для записи
показаний и более высокий класс точности: 0,25 для показаний и 0,5 для
записи.
Другой разновидностью показывающих приборов, которые могут
найти широкое применение в энергетике, являются узкопрофильные
приборы серии АСК завода «Вибратор». Особенностью этих приборов
являются небольшие габариты (160X30X265 мм), позволяющие
устанавливать их непосредственно на пультах, световой отсчет вместо
общепринятого стрелочного, высокая точность. Комплекс серии АСК
включает в себя следующие основные группы:
1.
приборы постоянного тока;
2.
приборы переменного тока;
3.
пирометрические приборы;
4.
многоканальные приборы;
5.
автоматические потенциометры;
6.
блоки сигнализации.
Прибор, общий вид которого показан на рис. 3-2, имеет литой корпус,
внутри которого размещены измерительный механизм, оптическая система и
элементы измерительной схемы. Сигнализирующие приборы снабжены
двумя цветными светофильтрами (шторками зеленого и красного цвета),
расположенными за шкалой таким образом, что световой указатель при
выходе измеряемой величины за установленные пределы изменяет свой цвет.
Положение светофильтров устанавливается при помощи штифтов и служит
уставками сигнализации.
Многоканальные приборы, показанные на рис. 3-3, целесообразно
применять для измерения ряда одинаковых величин, которые в процессе
эксплуатации полезно сопоставлять. Основные данные о приборах АСК
приведены в табл. 3-5.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Во многих отраслях промышленности (особенно в металлургии) нашли
широкое применение приборы, основанные на единой аппаратурной базе —
частотно-ферродинамической )В~ системе.
Ферродинамическая аппаратура включает в себя устройства сбора
информации, преобразования ее в унифицированные сигналы переменного
тока 1—0—1 В (0—2 В) или * частотные сигналы 4—8 кГц (датчики), передачи информации на расстояние и представления ее в виде, удобном для
оператора (вторичные приборы), а также приборы для осуществления
некоторых функций учета. Одной из положительных черт данной серии
является наличие в ней приборов, необходимых для осуществления
вычислительных операций в аналоговой форме, что в условиях ТЭС является
необходимым для подсчета технико-экономических показателей работы
оборудования.
На ТЭС ферродинамические приборы почти не встречаются. Только в
последнее время на одной из крупных электростанций с блоками мощностью
200 МВт применены в большом количестве приборы частотноферродинамической системы. После получения опыта эксплуатации
приборов в условиях сильных электрических полей, повышенных вибраций и
температуры можно будет сделать выводо целесообразности применения их
на ТЭС, и особенно для вычислительных целей, что в ряде случаев,
возможно,
позволит
отказаться
от
применения
дорогостоящих
вычислительных устройств.
Перечисленные в данном разделе приборы не исчерпывают всего
многообразия аппаратуры, применяемой для теплотехнического контроля
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
энергооборудования. Сюда входят группы приборов химического контроля
воды и 0,5 пара, описание которых приведено в гл. 9приборов механического
контроля турбин и насосов и приборов химического контроля процессов
горения и среды, охлаждающей генераторы.
Контроль механических величин турбин и насосных агрегатов
выполняется с помощью нестандартной аппаратуры, изготовляемой самими
турбинными заводами. Однако в связи с внедрением стандартных сигналов
ведется разработка и намечается установка на энергооборудовании датчиков
и вторичных приборов промышленного изготовления.
Для определения содержания кислорода в дымовых газах используется
автоматический газоанализатор на кислород МН-5160 в комплекте с
электронным мостом МСР-1-03.
Газ, охлаждающий генераторы, контролируется на содержание
водорода в подшипниках газоанализатором ТП-1116М, а также на чистоту
водорода в корпусе генератора прибором ТП-1120. Все указанные
газоанализаторы производятся Вырусским заводом газоанализаторов.
ДП.5В071700.ПЗ
Изм
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа